Analisis de Riesgo Contra Rayo -Red de 13,2 y 34.5kv

7/17/2019 Analisis de Riesgo Contra Rayo -Red de 13,2 y 34.5kv

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COPIA CONTROLADA - VERSIÓN 1

TABLA DE CONTENIDO

1. OBJETIVOS Y ALCANCES ................................................................................................ 11

2. DEFINICIONES .............................................................................................................. 12

3. PARÁMETROS GENERALES PARA EL DISEÑO .................................................................. 14

4. DISEÑO DE REDES A 34,5 KV ......................................................................................... 16

4.1 CRITERIOS GENERALES .............................................................................................. 16

4.2 MATERIALES NORMALIZADOS PARA UTILIZAR EN REDES A 34,5 kV ............................ 18 4.2.1 Aisladores ....................................................................................................................... 184.2.2 Postes ............................................................................................................................. 194.2.3 Conductores ................................................................................................................... 20

4.2.4 Cable de guarda.............................................................................................................. 224.2.5 Crucetas .......................................................................................................................... 224.2.6 Retenidas ........................................................................................................................ 234.2.7 Puesta a tierra ................................................................................................................ 24

4.3 DISTANCIAS DE SEGURIDAD PARA REDES A 34.5 kV ................................................... 25 4.3.1 Distancias minimas de seguridad en zonas con construcciones .................................... 264.3.2 Distancia entre elementos soportados en la misma estructura .................................... 274.3.3 Distancia mínima entre conductores de línea ............................................................... 274.3.4 Distancia mínima vertical sobre suelo ........................................................................... 294.3.5 Distancia mínima de seguridad en Cruzamientos .......................................................... 29

4.3.6 Paralelismos ................................................................................................................... 314.3.7 Distancias mínimas para prevención de riesgo por arco eléctrico ................................ 32

4.4 BALANCEO DE LAS CADENAS DE AISLADORES ............................................................ 32 4.4.1 Coordinación del balanceo ............................................................................................. 324.4.2 Cálculo de los ángulos de balanceo................................................................................ 35

4.5 CÁLCULO ELÉCTRICO ................................................................................................. 38 4.5.1 Resistencia ...................................................................................................................... 384.5.2 Límite térmico del conductor ......................................................................................... 404.5.3 Reactancia inductiva ...................................................................................................... 404.5.4 Distancia media geométrica ........................................................................................... 40

4.5.5 Inductancia mutua ......................................................................................................... 414.5.6 Regulacion de tensión .................................................................................................... 414.5.7 Potencia máxima a transportar ...................................................................................... 424.5.8 Pérdidas de potencia ...................................................................................................... 43

4.6 CÁLCULO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA (SPAT) .................................................. 44 4.6.1 Selección del cable a tierra............................................................................................. 444.6.2 Selección del electrodo de puesta a tierra ..................................................................... 44



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4.7 PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS ................................................... 46 4.7.1 Explicación de términos ................................................................................................. 464.7.2 Factores que influencian las componentes de riesgo .................................................... 484.7.3 Niveles de protección contra rayo (NPR) ....................................................................... 494.7.4 Zonas de protección contra rayo (ZPR) .......................................................................... 504.7.5 Protección de líneas ....................................................................................................... 514.7.6 Manejo del riesgo ........................................................................................................... 514.7.7 Selección de medidas de protección .............................................................................. 524.7.8 Evaluación de las componentes de riesgo ..................................................................... 544.7.9 Evaluación de las componentes de riesgo en líneas ...................................................... 544.7.10 Evaluación del número anual de eventos peligrosos (NX) .......................................... 554.7.11 Evaluación de la probabilidad de daño (PX)................................................................ 584.7.12 Evaluación de la cantidad de pérdidas (LX) ................................................................. 604.7.13 Sistema de protección externo (SPE) ......................................................................... 63

4.7.13.1 Aspectos generales ................................................................................................. 634.7.13.2 Componentes ......................................................................................................... 63

4.7.14 Sistema de apantallamiento ....................................................................................... 63

4.8 CÁLCULO MECÁNICO DE CABLES ............................................................................... 66 4.8.1 Acción Del Viento ........................................................................................................... 664.8.2 Catenaria ........................................................................................................................ 684.8.3 Tracción en el cable ........................................................................................................ 684.8.4 Flecha del cable .............................................................................................................. 704.8.5 Sobrecarga por viento .................................................................................................... 704.8.6 Condiciones de carga ..................................................................................................... 734.8.7 Límites de tracción ......................................................................................................... 744.8.8 Vano ideal de regulación ................................................................................................ 764.8.9 Ecuación de cambio de condiciones .............................................................................. 764.8.10 Efecto Creep ............................................................................................................... 784.8.11 Plantillado de cables ................................................................................................... 794.8.12 Tabla de cálculo mecánico ......................................................................................... 844.8.13 Tabla de tendido......................................................................................................... 844.8.14 Tablas de regulación ................................................................................................... 854.8.15 Localización de amortiguadores................................................................................. 86

4.9 CÁLCULO MECÁNICO DE APOYOS .............................................................................. 88 4.9.1 Clasificación .................................................................................................................... 884.9.2 Vanos característicos ...................................................................................................... 89

4.9.2.1 Vano viento ............................................................................................................ 894.9.2.2 Vano peso ............................................................................................................... 90

4.9.3 Esfuerzo vertical para postes de concreto ..................................................................... 914.9.4 Fuerzas verticales ........................................................................................................... 92

4.9.4.1 Fuerza vertical debida al peso de los cables .......................................................... 924.9.5 Fuerzas transversales ..................................................................................................... 93

4.9.5.1 Fuerza transversal por viento sobre el cable ......................................................... 934.9.5.2 Fuerza transversal por viento sobre el aislador ..................................................... 944.9.5.3 Fuerza transversal por viento sobre el poste ......................................................... 954.9.5.4 Fuerza transversal por resultante de tracciones ................................................... 99



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4.9.5.5 Momento transversal por excentricidad de carga vertical ................................. 1004.9.6 Fuerzas longitudinales .................................................................................................. 101

4.9.6.1 Fuerza longitudinal por resultante de tracciones ................................................ 1014.9.6.2 Momento longitudinal por excentricidad del peso de equipos ........................... 102

4.9.7 Hipótesis de Cargas ...................................................................................................... 1024.9.8 Resistencia de los apoyos ............................................................................................. 1044.9.9 Momento flector transversal ....................................................................................... 1064.9.10 Momento flector longitudinal .................................................................................. 1064.9.11 Momento resultante en la base del apoyo .............................................................. 1074.9.12 Momento nominal de rotura ................................................................................... 1074.9.13 Selección de apoyos ................................................................................................. 107

4.10 ANÁLISIS DE ESTRUCTURAS TIPO H ......................................................................... 108 4.10.1 Estructuras en h con arriostramientos en x ............................................................. 1084.10.2 Planos de contraflexión ............................................................................................ 1084.10.3 Momentos de flexión ............................................................................................... 1094.10.4 Esfuerzos verticales .................................................................................................. 110

4.10.5 Esfuerzo en las riostras ............................................................................................. 110

4.11 CÁLCULO DE CIMENTACIONES ................................................................................. 111 4.11.1 Caracterización de los tipos de terrenos .................................................................. 1124.11.2 Metodología cálculo de cimentaciones.................................................................... 1124.11.3 Cimentaciones cilíndricas ......................................................................................... 1134.11.4 Cimentaciones prismáticas ....................................................................................... 1144.11.5 Solado base de la cimentaciones ............................................................................. 115

4.12 CÁLCULO MECÁNICO DE RETENIDAS ....................................................................... 116 4.12.1 Cálculo de las retenidas ............................................................................................ 1174.12.2 Cables de retenidas .................................................................................................. 117

4.12.3 Fuerza residual en el apoyo ...................................................................................... 1194.12.4 Compresión en el apoyo........................................................................................... 1204.12.5 Pre-tensionado de la retenida .................................................................................. 1214.12.6 Ancla de la retenida tipo pirámide truncada ........................................................... 121

5. DISEÑO REDES A 13,2 KV ............................................................................................ 124

5.1 TIPO DE SERVICIO ................................................................................................... 124

5.2 DEMANDA MÁXIMA DIVERSIFICADA ....................................................................... 124

5.3 RECOMENDACIONES GENERALES para redes de media tension a 13.2 kV ................. 124

5.4 MATERIALES NORMALIZADOS EN LAS REDES DE MEDIA TENSIÓN a 13,2 kV ............. 125 5.4.1 Aisladores ..................................................................................................................... 1255.4.2 Postes ........................................................................................................................... 1265.4.3 Conductores ................................................................................................................. 1265.4.4 Crucetas ........................................................................................................................ 1265.4.5 Cimentaciones .............................................................................................................. 127



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5.4.6 Retenidas ...................................................................................................................... 1275.4.7 Puestas a Tierra ............................................................................................................ 1285.4.8 Equipos de protección y maniobra de las redes de distribución a 13.2kV .................. 128

5.5 CLASIFICACION DE LOS APOYOS SEGÚN SU FUNCIÓN EN LA RED a 13.2 Kv .............. 129

5.6 CONJUNTOS NORMALIZADAS PARA LAS REDES a 13.2kV ......................................... 129 5.6.1 Conjunto Horizontal ..................................................................................................... 1295.6.2 Disposición Bandera. .................................................................................................... 1295.6.3 Disposición Vertical. ..................................................................................................... 1305.6.4 Disposición Triangular .................................................................................................. 1305.6.5 Disposición Compacta. ................................................................................................. 130

5.7 DISTANCIAS DE SEGURIDAD PARA REDES A 13.2 KV ................................................. 131 5.7.1 Distancias mínimas de seguridad en zonas con construcciones. ................................. 1315.7.2 Distancia entre elementos soportados en la misma estructura .................................. 1325.7.3 Distancia mínima entre conductores de línea ............................................................. 133

5.7.4 Distancia mínima vertical sobre suelo ......................................................................... 1335.7.5 Distancia mínima de seguridad en cruzamientos ........................................................ 1335.7.6 Paralelismos ................................................................................................................. 1355.7.7 Distancias mínimas para prevención de riesgo por arco eléctrico .............................. 135

5.8 CÁLCULO ELÉCTRICO DE CONDUCTORES .................................................................. 135 5.8.1 Corriente nominal ........................................................................................................ 1355.8.2 Caída de tensión ........................................................................................................... 136

5.9 SELECCIÓN DE PUESTA A TIERRA PARA REDES A 13,2 kV .......................................... 136 5.9.1 Selección del cable a tierra........................................................................................... 1365.9.2 Selección del electrodo de puesta a tierra ................................................................... 136

5.10 CÁLCULO MECÁNICO DE CONDUCTORES ................................................................. 138

5.11 CÁLCULO MECÁNICO DE APOYOS ............................................................................ 138

5.12 CÁLCULO MECÁNICO DE CIMENTACIONES ............................................................... 140

5.13 CÁLCULO MECÁNICO DE RETENIDAS ....................................................................... 140

6. DISEÑO DE REDES DE BAJA TENSIÓN ........................................................................... 141

6.1 NIVELES DE TENSIÓN .............................................................................................. 141

6.2 FACTOR DE POTENCIA DE DISEÑO ........................................................................... 141

6.3 REGULACIÓN DE TENSIÓN ....................................................................................... 141

6.4 DEMANDA MÁXIMA DIVERSIFICADA ....................................................................... 142

6.5 RECOMENDACIONES GENERALES ............................................................................ 142



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6.6 MATERIALES NORMALIZADOS EN LAS REDES DE BAJA TENSIÓN ............................... 142 6.6.1 Postes ........................................................................................................................... 1426.6.2 Conductores Trenzados ................................................................................................ 1436.6.3 Armados ....................................................................................................................... 1446.6.4 Retenidas ...................................................................................................................... 1466.6.5 Puesta a tierra .............................................................................................................. 146

6.7 ACOMETIDAS Y MEDIDAS ....................................................................................... 146

6.8 DISTANCIAS DE SEGURIDAD PARA REDES DE BAJA TENSIÓN .................................... 146 6.8.1 Distancias mínimas de seguridad en zonas con construcciones .................................. 1476.8.2 Distancia entre elementos soportados en la misma estructura .................................. 1476.8.3 Distancia mínima de seguridad en cruzamientos ........................................................ 1476.8.4 Paralelismos ................................................................................................................. 1496.8.5 Distancias mínimas para prevención de riesgo por arco eléctrico .............................. 149

6.9 CÁLCULO ELÉCTRICO ............................................................................................... 150

6.9.1 Corriente Nominal ........................................................................................................ 1506.9.2 Caída de Tensión .......................................................................................................... 150

6.10 SELECCION DE PUESTA A TIERRA PARA REDES DE BAJA TENSIÓN ............................. 151 6.10.1 Selección del cable a tierra ....................................................................................... 1516.10.2 Selección del electrodo de puesta a tierra ............................................................... 151

6.11 CÁLCULO MECÁNICO DE CONDUCTORES ................................................................. 151

6.12 CÁLCULO MECÁNICO DE APOYOS ............................................................................ 152

6.13 CÁLCULO MECÁNICO DE CIMENTACIONES ............................................................... 153

6.14 CÁLCULO MECÁNICO DE RETENIDAS ....................................................................... 153

7. INFORME DE DISEÑO .................................................................................................. 154

8. NORMAS DE REFERENCIA ........................................................................................... 156



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ÍNDICE DE TABLAS

TABLA 1. ZONAS CLIMÁTICAS ......................................................................................................... 14TABLA 2. POBLACIONES DE CAUCA ASOCIADAS A CADA ZONA ..................................................... 14TABLA 3. CATEGORÍAS DE TERRENO SEGÚN SU NIVEL DE EXPOSICIÓN AL VIENTO (RUGOSIDAD)

................................................................................................................................................ 15TABLA 4. RESUMEN DE LOS TIPOS DE AISLADORES ....................................................................... 18TABLA 5. CARACTERÍSTICAS DIMENSIONALES, ELÉCTRICAS, RADIOELÉCTRICAS Y MECÁNICAS .. 18TABLA 6. RESUMEN DE APLICABILIDAD DE POSTES ....................................................................... 19TABLA 7. CARACTERÍSTICAS DIMENSIONALES Y MECÁNICAS PARA POSTES DE CONCRETO ......... 19TABLA 8. CARACTERÍSTICAS DIMENSIONALES Y MECÁNICAS PARA POSTES PRFV ........................ 20TABLA 9. CARACTERÍSTICAS DIMENSIONALES Y MECÁNICAS PARA POSTES METÁLICOS ............. 20TABLA 10. CARACTERÍSTICAS DIMENSIONALES, ELÉCTRICAS Y MECÁNICAS DE LOS CABLES ACSR

................................................................................................................................................ 21TABLA 11. CARACTERÍSTICAS DIMENSIONALES, ELÉCTRICAS Y MECÁNICAS DE LOS CABLES AAAC

................................................................................................................................................ 21TABLA 12. CARACTERÍSTICAS DIMENSIONALES Y MECÁNICAS DEL CABLE DE GUARDA ............... 22

TABLA 13. RESUMEN DE APLICABILIDAD DE CRUCETAS ................................................................ 22TABLA 14. TIPOS DE CRUCETAS ...................................................................................................... 22TABLA 15. CARACTERÍSTICAS DIMENSIONALES Y MECÁNICAS DE LOS CABLES DE ACERO

GALVANIZADO ........................................................................................................................ 24TABLA 16 CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LAS VARILLAS DE ANCLAJE ...................................... 24TABLA 17. CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LOS AISLADORES TENSORES .................................. 24TABLA 18. CARACTERÍSTICAS DE LOS CABLES A TIERRA ................................................................ 24TABLA 19. CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LOS ELECTRODOS DE PUESTA A TIERRA ................ 25TABLA 20. DISTANCIA MÍNIMA DE CONDUCTORES POR ZONAS CON EDIFICACIONES Y

CONSTRUCCIONES .................................................................................................................. 26TABLA 21. COEFICIENTE K PARA CÁLCULO DE LA DISTANCIA HORIZONTAL MÍNIMA ENTRE FASES

................................................................................................................................................ 29TABLA 22. DISTANCIAS DE SEGURIDAD VERTICAL SOBRE EL SUELO .............................................. 29TABLA 23. DISTANCIAS MÍNIMAS VERTICALES PARA CRUCE DE LÍNEAS ....................................... 30TABLA 24. ALTURA MÍNIMA DE CONDUCTORES SOBRE DIFERENTES SUPERFICIES ...................... 30TABLA 25. COORDINACIÓN DE LA POSICIÓN DEL CONDUCTOR CON LOS ESFUERZOS ELÉCTRICOS

A SOPORTAR POR EL ESPACIO DE AIRE .................................................................................. 33TABLA 26. DESVIACIÓN ESTÁNDAR DEL ÁNGULO DE BALANCEO .................................................. 36TABLA 27. VALORES DE RESISTENCIA A DIFERENTES TEMPERATURAS PARA CONDUCTORES

NORMALIZADOS ..................................................................................................................... 39TABLA 28. CONFIGURACIONES DE PUESTA A TIERRA .................................................................... 45TABLA 29. RIESGO POR CADA TIPO DE DAÑO Y PÉRDIDA .............................................................. 47TABLA 30. COMPONENTES DE RIESGO PARA CADA TIPO DE PÉRDIDA EN LÍNEAS ........................ 48

TABLA 31. COMPONENTES DE RIESGO PARA CADA TIPO DE DAÑO EN LAS LÍNEAS ...................... 48TABLA 32. FACTORES QUE INFLUENCIAN LAS COMPONENTES DE RIESGO ................................... 48TABLA 33. VALORES MÁXIMOS DE PARÁMETROS DEL RAYO SEGÚN EL NIVEL DE PROTECCIÓN .. 49TABLA 34. VALORES MÍNIMOS DE PARÁMETROS DE RAYO RELATIVOS AL RADIO DE LA ESFERA

RODANTE ................................................................................................................................ 50TABLA 35. PROBABILIDADES PARA LOS LÍMITES DE LOS PARÁMETROS DEL RAYO ....................... 50TABLA 36. COMPONENTES DE RIESGO EN LÍNEAS ......................................................................... 54TABLA 37. FACTOR DE LOCALIZACIÓN CD ....................................................................................... 55



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TABLA 38. FACTOR DE CORRECCIÓN POR PRESENCIA DE TRANSFORMADOR .............................. 56TABLA 39. FACTOR AMBIENTAL CE ................................................................................................. 58TABLA 40. VALORES DEL FACTOR KD EN FUNCIÓN DE LAS CARACTERÍSTICAS DEL

APANTALLAMIENTO ............................................................................................................... 59TABLA 41. VALOR DEL FACTOR KP EN FUNCIÓN DE LAS MEDIDAS DE PROTECCIÓN ..................... 59TABLA 42. TENSIÓN DISRUPTIVA SOPORTABLE UW EN FUNCIÓN DE LA TENSIÓN NOMINAL ....... 59TABLA 43. VALORES DE PROBABILIDAD PB, PC, PV Y PW EN RELACIÓN A LA CORRIENTE DE FALLA IA

................................................................................................................................................ 59TABLA 44. VALORES DE PDPS ........................................................................................................... 60TABLA 45. VALOR DEL FACTOR DE CORRECCIÓN ........................................................................... 67TABLA 46. VALOR DEL FACTOR KR .................................................................................................. 67TABLA 47. PRESIÓN DINÁMICA DE VIENTO .................................................................................... 67TABLA 48. PESO UNITARIO RESULTANTE PARA EL CABLE ACSR 266,8 KCMIL (PARTRIDGE) ......... 72TABLA 49. PESO UNITARIO RESULTANTE PARA EL CABLE ACSR 4/0 AWG (PENGUIN) .................. 73TABLA 50. PESO UNITARIO RESULTANTE PARA EL CABLE ACSR 1/0 AWG (RAVEN) ...................... 73TABLA 51. PESO UNITARIO RESULTANTE PARA EL CABLE ALUMOWELD 7#10 AWG .................... 73TABLA 52. CONDICIONES DE CARGA .............................................................................................. 74

TABLA 53. LÍMITES DE TRACCIÓN EN EL CABLE ACSR 266,8 MCM (PARTRIDGE) .......................... 75TABLA 54 LÍMITES DE TRACCIÓN EN EL CABLE ACSR 4/0 AWG (PENGUIN) ................................... 75TABLA 55 LÍMITES DE TRACCIÓN EN EL CABLE ACSR 1/0 AWG (RAVEN) ....................................... 75TABLA 56. LÍMITES DE TRACCIÓN EN EL CABLE ALUMOWELD 7#10 AWG .................................... 76TABLA 57. INCREMENTO DE TEMPERATURA PARA SIMULAR EL EFECTO CREEP ........................... 79TABLA 58. CANTIDAD DE AMORTIGUADORES TIPO STOCK BRIDGE CONVENCIONALES ............... 86TABLA 59. LOCALIZACIÓN DE AMORTIGUADORES TIPO STOCK BRIDGE CONVENCIONALES ........ 87TABLA 60. FUERZA TRANSVERSAL POR VIENTO SOBRE EL AISLADOR NORMALIZADO ................. 95TABLA 61. FUERZA TRANSVERSAL POR VIENTO SOBRE POSTES DE CONCRETO ............................ 97TABLA 62. FUERZA TRANSVERSAL POR VIENTO SOBRE POSTES DE POLIÉSTER REFORZADO ........ 98TABLA 63. FUERZA TRANSVERSAL POR VIENTO SOBRE POSTES METÁLICOS ................................ 98

TABLA 64. VALOR DEL FACTOR K PARA DESEQUILIBRIO DE TRACCIONES (FUERZA TRANSVERSAL) ................................................................................................................................................ 99TABLA 65. VALOR DEL FACTOR K PARA DESEQUILIBRIO DE TRACCIONES (FUERZA LONGITUDINAL)

.............................................................................................................................................. 102TABLA 66. HIPÓTESIS DE CARGAS ................................................................................................ 103TABLA 67. FACTORES DE SEGURIDAD .......................................................................................... 104TABLA 68. CARACTERÍSTICAS DE LOS TIPOS DE TERRENO ........................................................... 112TABLA 69. DIMENSIONES ANCLAS DE CONCRETO REFORZADO .................................................. 123TABLA 70. CARACTERÍSTICAS DEL SUELO ..................................................................................... 123TABLA 71. DEMANDA MÁXIMA DIVERSIFICADA EN MEDIA TENSIÓN ......................................... 124TABLA 72. RESUMEN DE LOS TIPOS DE AISLADORES ................................................................... 125TABLA 73. CARACTERÍSTICAS DIMENSIONALES, ELÉCTRICAS, RADIOELÉCTRICAS Y MECÁNICAS

.............................................................................................................................................. 125TABLA 74. CARACTERÍSTICAS DE APLICABILIDAD DE CABLES ...................................................... 126TABLA 75. RESUMEN DE APLICABILIDAD DE CRUCETAS .............................................................. 126TABLA 76. TIPOS DE CRUCETAS .................................................................................................... 127TABLA 77. DISTANCIA MÍNIMA DE CONDUCTORES POR ZONAS CON CONSTRUCCIONES .......... 131TABLA 78. CONFIGURACIÓN DE LA PUESTA A TIERRA ................................................................. 137TABLA 79. TENSIÓN DE SERVICIO DE ACUERDO AL TIPO DE USUARIO ........................................ 141TABLA 80. LÍMITES DE CAÍDA DE TENSIÓN ................................................................................... 141



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TABLA 81. CARACTERÍSTICAS DIMENSIONALES Y MECÁNICAS PARA POSTES DE CONCRETO ..... 143TABLA 82. CARACTERÍSTICAS DIMENSIONALES Y MECÁNICAS PARA POSTES PRFV .................... 143TABLA 83. CARACTERÍSTICAS DIMENSIONALES Y MECÁNICAS PARA POSTES METÁLICOS ......... 143TABLA 84. CARACTERÍSTICAS CABLES NORMALIZADOS RED B.T. ................................................ 144TABLA 85. CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS Y MECÁNICAS DE LOS CABLES NORMALIZADOS RED

B.T. ........................................................................................................................................ 144TABLA 86. CARACTERÍSTICAS DIMENSIONALES Y MECÁNICAS MATERIALES PARA RETENIDAS .. 146TABLA 87. DISTANCIA MÍNIMA DE CONDUCTORES POR ZONAS CON CONSTRUCCIONES .......... 147TABLA 88. DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD EN DIFERENTES LUGARES Y SITUACIONES .... 149TABLA 89. LÍMITES DE TRACCIÓN PARA CONDUCTORES TRENZADOS DE BAJA TENSIÓN ........... 152TABLA 90. FUERZA DE VIENTO SOBRE POSTES DE BAJA TENSIÓN (DAN) .................................... 152

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA 1. RETENIDA A LA BISECTRIZ ............................................................................................ 23FIGURA 2. RETENIDA ALINEADA .................................................................................................... 23FIGURA 3. DISTANCIA MÍNIMA DE CONDUCTORES POR ZONAS CON CONSTRUCCIONES ........... 26

FIGURA 4. SEPARACIÓN DE CONDUCTORES A MITAD DE VANO .................................................. 28FIGURA 5. ÁNGULOS DE BALANCEO CONSIDERADOS PARA LOS CASOS 1 Y 2 -ESPACIAMIENTO

ENTRE CONDUCTOR Y ESTRUCTURA ...................................................................................... 34FIGURA 6. ÁNGULOS DE BALANCEO CONSIDERADOS PARA LOS CASOS 1 Y 2 - ESPACIAMIENTO

ENTRE CONDUCTORES DE DISTINTA FASE, A MEDIO VANO ............................................... 34FIGURA 7. ÁNGULO DE BALANCEO DE LA CADENA DE SUSPENSIÓN - FUERZAS ACTUANTES ...... 35FIGURA 8. PROCEDIMIENTO PARA LA DECISIÓN DE NECESIDAD DE PROTECCIÓN ....................... 52FIGURA 9. PROCEDIMIENTO PARA LA SELECCIÓN DE LAS MEDIDAS DE PROTECCIÓN EN LAS

LÍNEAS .................................................................................................................................... 53FIGURA 10. DEFINICIÓN DE ÁREA (AD, AI, AI).................................................................................. 56FIGURA 11. MAPA DE ISONIVELES CERÁUNICOS DEL DEPARTAMENTO DEL CAUCA .................... 57

FIGURA 12. MÉTODO DE LA ESFERA RODANTE ............................................................................. 64FIGURA 13. SISTEMA COORDENADO PARA CARGAS MECÁNICAS ................................................. 66FIGURA 14. CURVA CATENARIA ..................................................................................................... 68FIGURA 15. TRACCIÓN EN EL CABLE A MEDIO VANO .................................................................... 69FIGURA 16. FACTOR COMBINADO DE VIENTO GC .......................................................................... 71FIGURA 17. FACTOR DE VANO GL ................................................................................................... 71FIGURA 18. PESO UNITARIO RESULTANTE DE CABLES ................................................................... 72FIGURA 19. PLANTILLA DE LOCALIZACIÓN DE APOYOS (CURVAS DE PLANTILLADO) .................... 82FIGURA 20. APLICACIÓN DE LAS CURVAS DE PLANTILLADO .......................................................... 83FIGURA 21. APLICACIÓN DE LAS CURVA DE TEMPERATURA MÍNIMA ........................................... 83FIGURA 22. LOCALIZACIÓN DE AMORTIGUADORES TIPO STOCK BRIDGE CONVENCIONALES ...... 87FIGURA 23. VANO VIENTO ............................................................................................................. 89

FIGURA 24. VANO PESO ................................................................................................................. 90FIGURA 25. FUERZA TRANSVERSAL DEBIDA A LA ACCIÓN DEL VIENTO SOBRE CABLES ................ 93FIGURA 26. FACTOR COMBINADO DE VIENTO G A .......................................................................... 94FIGURA 27. FACTOR COMBINADO DE VIENTO GP .......................................................................... 96FIGURA 28. RESULTANTE DE TRACCIONES ..................................................................................... 99FIGURA 29 EXCENTRICIDAD DE CARGAS VERTICALES .................................................................. 101FIGURA 30. ESQUEMA ÁRBOL DE CARGA .................................................................................... 105FIGURA 31. ESTRUCTURA TIPO H CON ARRIOSTRAMIENTO ........................................................ 109



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FIGURA 32. CIMENTACIÓN CON APORTE DE HORMIGÓN ........................................................... 111FIGURA 33. CIMENTACIÓN MONOBLOQUE ................................................................................. 114FIGURA 34. RETENIDA DIRECTA A TIERRA .................................................................................... 117FIGURA 35. ANCLA DE HORMIGÓN TIPO PIRÁMIDE TRUNCADA ................................................. 122FIGURA 36. SOLADO BASE PARA CIMENTACIÓN ......................................................................... 127FIGURA 37. CONJUNTO HORIZONTAL .......................................................................................... 129FIGURA 38. CONJUNTO BANDERA ............................................................................................... 130FIGURA 39. CONJUNTO VERTICAL ................................................................................................ 130FIGURA 40. CONJUNTO TRIANGULAR .......................................................................................... 130FIGURA 41. CONJUNTO COMPACTA ............................................................................................ 131FIGURA 42. DISTANCIAS DE SEGURIDAD EN ÁREAS CONSTRUIDAS............................................ 132

ÍNDICE DE ÁNEXOS

Anexo A Tablas de Regulación de Tensión para Red de Media Tensión Aérea 34,5 kV

Anexo B Tablas y Gráficos de Máxima Potencia a transportar y Pérdidas de Potencia para RedesAérea

Anexo C Tablas de Cálculo Mecánico de Conductores Red Aérea de 34,5kVAnexo D Tablas de Tendido Red Aérea de 34,5kVAnexo E Constantes de regulación para Red Aérea 13,2 kVAnexo F Tablas de Tracciones y Flechas Red Aérea 13,2 kVAnexo G Tablas de Tendido Red Aérea 13,2 kVAnexo H Vano Máximo Admisible para Postes Autosoportados Red Aérea Urbana 13,2 kVAnexo I Tablas de Cálculo Mecánico de Postes Red Aérea Urbana13,2 kVAnexo J Tablas de cimentaciones Red Aérea 13,2 kVAnexo K Tablas de utilización de retenidas para red Aérea de13,2 kVAnexo L Demanda Máxima Diversificada Red Baja Tensión Anexo M Constantes de Regulación Red Aérea Baja tensiónAnexo N Tablas de Tracciones y Flecha Red Aérea Baja TensiónAnexo O Tablas de Tendido Red Aérea Baja tensiónAnexo P Tabla de Cálculo Mecánico de Postes Red Baja TensiónAnexo Q Tablas de Cimentaciones para postes de Baja TensiónAnexo R Tabla de Utilización de Retenidas para Red Aérea de Baja tensiónAnexo S Guía para presentación de proyectosAnexo T Proyecto Típico para Redes de Baja tensiónAnexo U Proyecto Típico de redes de Media TensiónAnexo V Guía para el Trazado de LíneasAnexo W Formato de Actualización de Base de Datos



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1. OBJETIVOS Y ALCANCES

El presente documento tiene por objeto definir los criterios técnicos de diseño que deben

cumplir las redes aéreas de 34,5 kV, redes de 13,2 kV y las redes baja tensión trenzada,

operadas por la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P.

El alcance cubre las redes aéreas de B.T. de tensiones nominales 240/120 y 208/120 V, redesde media tensión a 13,2 kV y las redes de media tensión a 34,5 kV, con frecuencia nominal de60 Hz, ya sea para proyectos de construcción de redes nuevas o proyectos de remodelaciónde redes en áreas rurales y urbanas ubicadas en el área de influencia de operación de la redde la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P.

Cumpliendo con el Artículo 8 del RETIE, toda instalación eléctrica deberá contar con undiseño firmado por un profesional competente (ingeniero eléctrico, electricista oelectromecánico con tarjeta profesional vigente), a excepción de las instalaciones de usofinal de la electricidad destinadas a vivienda unifamiliar, pequeños comercios o industriascon capacidad instalada menor a 10 kVA, siempre y cuando no tenga ambientes o equipos

especiales y no hagan parte de edificaciones multifamiliares o construcciones consecutivas,objeto de una licencia o permiso de construcción común.



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2. DEFINICIONES

RETENCIÓN COLAPSO: Poste cuya función es contener ó evitar la propagación de unafalla como consecuencia de la rotura de un conductor.

ARMADO: Conjunto de materiales cuya función es sostener los conductores en el poste,definiendo la ubicación espacial de los mismos.

ASCE: American Society of Civil Engineers (Sociedad Americana de Ingenieros Civiles).

CANTÓN: Conjunto de vanos comprendidos entre dos postes con cadenas de amarre,donde se tiende y se regula el conductor.

CIGRE: Conceil International des Grands Réseaux Electriques (Consejo Internacional deGrandes Redes Eléctricas).

CIMENTACIÓN: Obra civil cuya función es transmitir las cargas de los postes al suelo, distribuyéndolas de manera que no superen su presión admisible.

CURVAS DE PLANTILLADO: Curvas que muestran la geometría del conductor tendido. Seutilizan durante la etapa de distribución de postes a lo largo del perfil longitudinal de lalínea, para comprobar los requerimientos de distancias eléctricas de seguridad eidentificar los postes sometidos a tracción ascendente.

EOLOVANO: Distancia para determinar la carga transversal debido a la acción del vientosobre los conductores.

GRAVIVANO: Distancia para determinar la carga vertical debido al peso propio delconductor.

HIPÓTESIS DE CÁLCULO MECÁNICO: Conjunto de los casos climáticos másrepresentativos a los que estaría expuesto el conductor de la línea. Corresponden acombinaciones de temperaturas y sobrecargas durante las cuales se espera que elconductor trabaje dentro de unos límites de tensión mecánica específicos.

PROYECTO TÍPICO: Es un modelo para la presentación de las memorias de cálculo deldiseño electromecánico de una línea.

SISTEMA DE PUESTA A TIERRA: Grupo de elementos conductores equipotenciales, encontacto eléctrico con el suelo, que distribuye las corrientes eléctricas de falla en elsuelo. Comprende electrodos, conexiones y cables enterrados.

RETIE: Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas – Colombia. Fija los parámetrosmínimos de seguridad para las instalaciones eléctricas.

TABLA DE CÁLCULO MECÁNICO: Tabla que indica las tensiones y flechas que presenta el

conductor, para distintos valores de vano regulador, en cada una de las hipótesis decálculo mecánico.

TABLA DE REGULACIÓN: Tabla que indica las tensiones con las que se deberá tender elconductor en un cantón determinado, bajo las condiciones climáticas señaladas en laTabla de Tendido. Además, indica el valor de la flecha que se espera en cada vano queconforma el cantón.

http://es.wikipedia.org/wiki/Suelo_(ingenier%C3%ADa)

http://es.wikipedia.org/wiki/Suelo_(ingenier%C3%ADa)



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TABLA DE TENDIDO: Tabla que indica las tensiones y flechas que presenta el conductor,para distintos valores de vano regulador, en aquellas condiciones climáticas establecidas(temperaturas sin sobrecarga) para el tendido en un cantón de la línea.

TENSE NORMAL: Surge de aplicar las condiciones iniciales en la tensión del conductor,según la directriz del CIGRÉ.

TENSE REDUCIDO: Se calcula a partir de considerar una única condición inicial detensión (CHS 8%) más restrictiva que la de tense normal. Su aplicación es paracantones cuyo vano regulador es menor o igual a 60 metros en áreas urbanas.

TENSIÓN DE SERVICIO: Valor de tensión, bajo condiciones normales, en un instantedado y en un nodo del sistema. Puede ser estimado, esperado o medido.

VANO: Distancia horizontal entre postes contiguos en una línea de distribución.

VANO REGULADOR: Vano a considerar para obtener la tensión mecánica que se debedar al conductor en un cantón, de manera que se puedan obtener las tensiones y flechasen todos los vanos individuales, para cualquier condición climática que se presente en lalínea.

VIENTO DE RÁFAGA: Velocidad de viento que corresponde al promedio de lasvelocidades observadas durante un período de 3 segundos. Se expresa en km/h.

VIENTO MÁXIMO: Viento máximo de ráfaga, con período de retorno de 36 años, aconsiderar para calcular la sobrecarga transversal máxima esperada en los elementos dela línea (conductores, aisladores, postes, etc.).

VIENTO REDUCIDO: Viento ráfaga calculado con un período de retorno de 3 años. Seobtiene a partir del viento máximo según el Estándar IEC 60826/2003. Se utiliza en lahipótesis de rotura de conductores, siguiendo la tercera medida de seguridadrecomendada por IEC 60826/2003.

VIENTO SOSTENIDO: Velocidad de viento que corresponde al promedio de lasvelocidades observadas durante un período de 10 minutos. Se expresa en m/s.

PERIODO DE RETORNO VARIABLE CLIMÁTICA: Es la estimación del intervalo de tiempoentre eventos climáticos de cierta intensidad. El período de retorno teórico es el inversode la probabilidad de que la intensidad del evento climático se excederá en un año.



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3. PARÁMETROS GENERALES PARA EL DISEÑO

El desempeño electromecánico de una línea aérea que transporta energía eléctrica, quedadeterminado por las características meteorológicas de su zona de localización. Las variablesclimáticas que tiene mayor influencia en el cálculo mecánico de los elementos de las líneasson la velocidad del viento y la temperatura ambiente.

Considerando las características meteorológicas y geográficas de las áreas donde laCOMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P. opera en el Departamento del Cauca,se han definido dos zonas climáticas en las que variarán las condiciones en las que serealiza el cálculo mecánico de cables y apoyos., como se indican en las Tabla 1 y 2.

TABLA 1. Zonas climáticas

VARIABLE ZONA I ZONA II

Velocidad de viento máxima sostenida diez minutal(1) 20,25 m/s 24,30 m/s

Temperatura mínima 5 °C 0 °C

Temperatura coincidente 10 °C 10 °CTemperatura promedio 20 °C 15 °C

Temperatura máxima (ambiente)(2) 30 °C 25 °C

(1) Tiene un promedio de ocurrencia de 50 años.

(2) No incluye el incremento de temperatura por flujo de corriente en el conductor

TABLA 2. Cabeceras Municipales del Cauca asociadas a cada zona*

ZONA I ZONA II

Buenos Aires Argelia Popayán

Caloto Almaguer Puracé(Coconuco)Corinto Balboa Rosas

Florencia Bolívar San Sebastián

Mercaderes Cajibío Sotará (Paispamba)

Miranda Caldono Silvia

Patía(El Bordo) El Tambo Timbío

Piamonte Inzá Toribío

Puerto Tejada Jambaló Totoró

Suárez La Vega Morales

Sucre La Sierra Piendamó

Villa RicaSantander deQuilichao

El diseñador debe verificar la zona de emplazamiento de la línea, cuando esté fuera de lascabeceras municipales, para definir la zona de diseño.



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Para los cálculos mecánicos se contemplan tres rangos de altura sobre el nivel del mar, loscuales son:

A. Alturas menores de 1000 msnm

B. Alturas entre 1000 y 2000 msnm

C. Alturas mayores de 2000 msnm

Para los cálculos mecánicos se definen dos categorías de terreno según la Tabla 3.

TABLA 3. Categorías de terreno según su nivel de exposición al viento (Rugosidad)

CATEGORÍA DESCRIPCIÓN EJEMPLOS LIMITACIONES

B

Terrenoabierto, plano

u ondulado,con pocosobstáculos.

Terreno plano u ondulado conobstrucciones de arbustos o cercasalrededor de los campos, con árbolesen algunos sitios y una que otra

edificación. Como la mayoría de laszonas cultivadas y áreas rurales conexcepción de aquellas partes muyboscosas.

Las obstrucciones tienenalturas de 1.5 a 10 m en

una longitud mínima de1500 m.

C

Terrenocubierto pornumerosasobstruccionesestrechamenteespaciadas.

Superficies cubiertas con numerosasobstrucciones de gran tamaño. Sesupone que el nivel general de lostechos y de los obstáculos es de 10m, pero esta categoría comprende lamayoría de las áreas urbanas o

aquellos terrenos muy boscosos.

Las obstruccionespresentan alturas de 3 a 5m la longitud mínima deeste tipo de terreno en ladirección del viento debeser de 500 m o 10 vecesla altura de la

construcción la que seamayor.



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4. DISEÑO DE REDES A 34,5 KV

4.1 CRITERIOS GENERALES

Para el diseño de las redes a 34,5 kV se debe tener en cuenta:

Selección de trazado de la línea

Selección de la zona de viento

Selección de conductor

Selección de la configuración

Selección de postes

Selección para el muestreo de suelos

Selección de trazado de la línea

Como principio básico el trazo de una línea eléctrica debe ser lo más recto posible.

Al determinar el trazo de ruta debe tenerse en cuenta que la línea sea fácilmenteaccesible para efectos de mantenimiento, evitando zonas protegidas, de cultivos altos, dealto riesgo y zonas cercanas a ríos, ciénagas y mar.

En el trazado de la línea se debe evaluar la facilidad de la construcción en sí (hincado depostes, tendido de cables), la viabilidad de las negociaciones con los propietarios de lospredios y la obtención de los trámites y permisos de paso.

El diseñador debe verificar en campo y proponer al menos dos alternativas para laselección óptima de la ruta.

Al ubicar la línea en las cercanías de vías, se debe cumplir con la reglamentación vigenteen el Ministerio de Obras Públicas y Transporte respecto a los tipos de vías, tanto en suubicación en paralelo como en los cruces obligados.

Para los trabajos de trazo de las líneas de media tensión se utilizará instrumentostopográficos de comprobada precisión, con tecnología tal que garantice la calidad dellevantamiento. (Tipo LIDAR Technology-Laser Detection And Ranging: tecnología ópticade detección remota que puede medir la distancia, u otras propiedades de unobjeto mediante la iluminación del blanco con la luz, a menudo usando pulsos de un

láser.)

En el Anexo V Guía para el Trazado de Línea, se detallan los criterios a seguir paraselección de ruta y el levantamiento topográfico de una línea nueva.



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Selección de la zona de viento

La selección de la zona de emplazamiento de las redes de media tensión a 34.5 kV serealizará teniendo en cuenta lo establecido en las tablas 1, 2 y 3 de Parámetrosmeteorológicos del presente documento.

Cuando la ruta de la línea pase por más de una zona, se debe seguir el siguiente criterio:Cuando el tramo más corto que está ubicado dentro de una zona específica representamenos del 10% de la longitud total de la línea, la zona de diseño de la línea será la queinvolucra el tramo más largo. Si este tramo más corto representa un porcentaje mayor dela extensión total de la línea, cada tramo se diseñará considerando la zona específica en laque esté emplazado. En estos casos de diferentes zonas de viento para una misma línea,se instalará un armado de retención lo más cerca posible al límite entre las dos zonas.

Si existen dudas e incertidumbres respecto a la selección de zona de viento, seseleccionará la zona de mayor exigencia.

Selección de conductor

Los conductores a utilizarse en las redes de media tensión a 34.5 kV, serán ACSR encalibres 1/0 AWG, 4/0 AWG y 266.8 kcmil ó AAAC en calibres 123,3 kcmil, 246,9 kcmil y312,8 kcmil.

Para la selección del tipo de conductor se debe aplicar un criterio técnico-económico, queconsidere la relación costo-beneficio.

Selección de la configuración

La configuración prioritaria es la triangular, cuando se requiera mayores distancias entrefases debido a longitudes de vanos de gran magnitud, se utilizará la configuración en H.Laconfiguración bandera solo se utilizará para proyectos especiales y en situaciones deriesgo de incumplimiento de distancias de seguridad.

El ángulo de deflexión máximo admisible en armados con bayoneta sencilla será 2º, paraarmados con bayoneta doble será 45º.

Selección de postes

Será prioritario el uso de postes de concreto, permitiéndose la utilización de postesmetálicos o de poliéster reforzado – PRFV, cuando las exigencias mecánicas de los apoyosy/o accesibilidad a la zona, así lo requieran.

La altura del poste se debe seleccionar para cumplir las distancias de seguridad al terrenoy previendo la instalación de posibles nuevos circuitos. Se seleccionará la combinaciónóptima de altura de postes y configuración de estructuras para minimizar los costos.

Cuando las condiciones del terreno no permitan la instalación de retenidas y las cargas detrabajo superen las capacidades de los postes de concreto normalizados, se utilizarán



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postes metálicos. Estos postes serán de diseño exclusivo para las condiciones del terrenoen estudio.

En los casos en que la vía de acceso al punto de instalación de una estructura sea tal queno permita o dificulte el transporte de postes de concreto se utilizará la solución de postede poliéster reforzado.

Selección para el muestreo de suelos

El diseñador debe realizar estudios de suelo en los puntos críticos (Ángulos mayores de30°, postes con función de retención o terminal) para establecer el tipo de terreno. En losalineamientos el ingeniero diseñador evaluará el terreno según su experiencia y datos queresulten de los estudios realizados.

4.2 MATERIALES NORMALIZADOS PARA UTILIZAR EN REDES A 34,5 KV

4.2.1 AISLADORES

Los aisladores serán de porcelana tipo poste para uso corrido o pequeños ángulos ypolimérico tipo suspensión para ángulos fuertes, retención, terminales y suspensión delínea.En las tabla 4 y 5 se resumen los tipos de aisladores a utilizar de acuerdo a su función ylas características dimensionales, eléctricas, radioeléctricas y mecánicas de losaisladores normalizados.

TABLA 4. Resumen de los Tipos de Aisladores

TIPO DE AISLADOR CLASE ANSI

Aisladores de porcelana Tipo Line Post 57-2

Aisladores Tipo Suspensión o Retención DS35

Aislador Tipo Tensor 54-4

TABLA 5. Características Dimensionales, Eléctricas, Radioeléctricas y Mecánicas

CARACTERÍSTICASTIPO DE AISLADOR

57-2 DS-35

Dimensionales

Longitud (mm) 305 525±60

Distancia de Fuga (mm) ≥559 ≥730

Distancia de Arco Seco (mm) ≥241,3 ----

Eléctricas

Flameo en Seco a Baja Frecuencia (kV) rms ≥100 ≥145

Flameo en Seco a Baja Frecuencia (kV) rms ≥70 ≥130Flameo de impulso critico positivo (kV) pico ≥160 ≥250

Radio EléctricasTensión R.I.V. a tierra (kV) 22 30

Máximo RIV a 1 MHz (µV) 100 10

Mecánicas

Carga de Falla a Flexión (daN) ≥1 245 ----

Carga de Rutina a Flexión (daN) ≥498 ----

Carga de falla a tracción (daN) ---- ≥4 450

Carga de torsión (daN-m) ---- ≥4,75



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4.2.2 POSTES

Se utilizarán postes de concreto reforzado, de poliéster reforzado en fibra de vidrio -PRFV, metálicos embonados. La aplicabilidad y las principales característicasconstructivas y mecánicas de los postes se muestran en las Tablas 6, 7, 8 y 9.

Se aceptan el uso de capacidades mayores, para aquellos casos en que las

solicitaciones mecánicas sean mayores a la carga de trabajo.

TABLA 6. Resumen de Aplicabilidad de postes

TIPO DE APOYO APLICABILIDAD

Postes de Concreto ReforzadoUso Prioritario en las Redes de Media Tensión

Urbanas y Rurales

Postes Poliéster Reforzados con Fibra

de Vidrio - PRFVRestringido su uso a zonas de difícil acceso

Postes Metálicos Embonados

De uso en zonas de difícil acceso o cuando las

solicitaciones mecánicas del apoyo no sean

cubiertas por las capacidades normalizadas

para postes de concreto

TABLA 7. Características Dimensionales y Mecánicas para Postes de Concreto

Nota: (1) Especificado a 0,2 m por debajo de la cima

TIPO DE POSTEDE CONCRETO

CARACTERÍSTICAS DIMENSIONALESCARACTERÍSTICAS

MECÁNICAS

ALTURA(m)

DIÁMETROCIMA(mm)

DIÁMETROBASE(mm)

CARGA DEROTURA(kg-f) (1)

CARGA DETRABAJO( kg-f) (1)

11 x 510 kg-f 11 140 305 510 204

11 x 750 kg-f 11 140 305 750 300

11 x 1050 kg-f 11 190 355 1.050 420

12 x 510 kg-f 12 140 320 510 204

12 x 750 kg-f 12 140 320 750 300

12 x 1050 kg-f 12 190 370 1.050 42012 x 1350 kg-f 12 200 380 1.350 540

14 x 750 kg-f 14 160 370 750 300

14 x 1050 kg-f 14 190 400 1.050 420

14 x 1350 kg-f 14 200 410 1.350 540



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TABLA 8. Características Dimensionales y Mecánicas para Postes PRFV


TABLA 9. Características Dimensionales y Mecánicas para Postes Metálicos


4.2.3 CONDUCTORES

Los conductores a emplear son del tipo ACSR y AAAC, el tipo de cable se seleccionará deacuerdo a las características geográficas de la red de media tensión a 34.5kV, suscaracterísticas dimensionales, eléctricas y mecánicas se indican en la Tabla 10 y 11.

TIPO DE POSTEPRFV

Características Dimensionales Características Mecánicas

ALTURA(m)

DIÁMETROCIMA(mm)

DIÁMETROBASE(mm)


CARGA DETRABAJO(kg-f) (1)

11 x 510 kg-f 11 140 305 510 204

12 x 510 kg-f 12 140 305 510 204

12 x 750 kg-f 12 140 320 750 300

12 x 1050 kg-f 12 190 370 1.050 420

TIPO DE POSTEMETÁLICO EN

SECCIONES


ALTURA(m)

DIÁMETROCIMA(mm)

DIÁMETROBASE(mm)



11 x 510 kg-f 11 140 305 510 20412 x 510 kg-f 12 140 305 510 204

12 x 750 kg-f 12 140 320 750 30012 x 1050 kg-f 12 190 370 1.050 420



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TABLA 10. Características Dimensionales, Eléctricas y Mecánicas de los Cables ACSR

*Valores calculados e(*)En las siguientes condiciones: T. Ambiente: 20ºC, T. Conductor: 75 ºC, velocidad delviento: 0,6 m/s y sin radiación solar.

TABLA 11. Características Dimensionales, Eléctricas y Mecánicas de los Cables AAAC

DENOMINACIÓN

312,8kcmil

246,9kcmil

123,3 kcmil

BUTTE ALLIANCE AZUSA

SecciónTransversal

Total (mm²) 158,58 125,08 62,43

ComposiciónN⁰ Alambres 19 7 7

Diámetro (mm) 3,26 4,77 3,37

Diámetro Nominal del Cable (mm) 16,30 14,31 10,11

Peso (daN/m) 0,4267 0,3366 0,1680

Carga de Rotura (daN) ≥ 4 650 ≥ 3 780 ≥ 1 890

Modulo de Elasticidad (daN/mm2) ≥ 6 300

Coeficiente de dilatación lineal (⁰C-1

) ≤ 23 x 10-6

Resistencia Eléctrica en CA a 75⁰C (/km) 0,2491 0,3155 0,6316

Resistencia Eléctrica en CC a 20⁰C (/km) 0,2072 0,2625 0,5255

Densidad máxima de corriente (A/mm2) 2,74 2,98 3,87

Intensidad Max. Admisible (A)(*) 434,38 373,31 241,58

*Valores calculados e(*)En las siguientes condiciones: T. Ambiente: 20ºC, T. Conductor: 75 ºC, velocidad delviento: 0,6 m/s y sin radiación solar.

CARACTERÍSTICAS266,8

kcmil

4/0

AWG

1/0

AWG

Dimensionales

Diámetro Nominal del Cable (mm) 16,307 14,31 10,11

Peso (daN/m) 0,5355 0,4246 0,2118

Sección

Transversal

Total (mm²) 157,22 125,1 62,46

Aluminio (mm²) 135,19 107,22 53,54

Acero (mm²) 22,02 17,87 8,92

Eléctricas

Resistencia Eléctrica en CA a 75ºC

(/km)0,2546 0,3868 0,7102

Resistencia Eléctrica en CC a 20⁰C

(/km)0,2092 0,2611 0,5232

Intensidad Max. Admisible (A) (*) 480 375 251

Mecánicas

Carga de Rotura (daN) ≥5028 ≥3716 ≥1 949

Modulo de elasticidad (daN/mm²) ≤7 700 ≤7 700 ≤8 100

Coeficiente de dilatación lineal (⁰C-1)≤ 18,9 x

10-6 ≤ 19,1 x 10-6



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4.2.4 CABLE DE GUARDA

El cable a emplear como guarda es el Alumoweld 7 No 10, sus características eléctricasse indican en la Tabla 12.

TABLA 12. Características Dimensionales y Mecánicas del Cable de Guarda

CARACTERÍSTICAS ALUMOWELD 7 N°10 AWG

Área Transversal (mm²) 36,83

Diámetro (mm) 7,77

Carga de Rotura (daN) 4457,12

Peso (daN/m) 0,2404

Modulo de elasticidad (daN/mm²) 15995,8

Coeficiente de Expansión lineal (°C-1) 1,296E-05

4.2.5 CRUCETAS

Se emplean para sostener las redes de distribución aérea, permiten distanciar las fases

entre sí. Se prioriza la utilización de crucetas metálicas de longitudes: 2,4m, 3,0m,

4,0m y 6m.

En las tablas 13 y 14 se resumen la aplicabilidad y las características dimensionales y

mecánicas de las crucetas normalizadas

TABLA 13. Resumen de Aplicabilidad de crucetasTIPO DE CRUCETA APLICABILIDAD

Crucetas Centro Se utilizarán para el montaje de las disposiciones horizontal y triangular.

Cruceta metálicaSu uso es exclusivo para zona rural, grandes longitudes de vanos (mayores

de 250 m) en los montajes tipo H.

TABLA 14. Tipos de Crucetas

TIPO DE CRUCETAS METÁLICAS

CALIBREDEL

ANGULO

(mm)

ANCHO DELALA

(mm)

TIPO DE ACERO

Cruceta de 2400mm Centro 7,93 76,2

ASTM A572-Grado 50


Cruceta metálica 2000 mm 6,35 63,5

Cruceta metálica 4000 mm 6.35 76.2

Cruceta metálica 6000 mm 6,35 76,2



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4.2.6 RETENIDAS

Las retenidas se clasifican en dos categorías:

Retenidas a la Bisectriz: deberán emplearse en apoyos ubicados en ángulos de

línea menores o iguales a 30°.

FIGURA 1. Retenida a la Bisectriz

Retenidas alineadas: Las retenidas alineadas se utilizarán en apoyos ubicados en

deflexiones superiores a 30°.

FIGURA 2. Retenida Alineada

Características generales de los materiales utilizados en retenidas

En las Tablas 15, 16 y 17 se indican las principales características de los cables de acerogalvanizado, varillas de anclaje y aislador tensor.



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TABLA 15. Características Dimensionales y Mecánicas de los Cables de AceroGalvanizado

TIPO DE MATERIAL

CARACTERÍSTICASDIMENSIONALES

CARACTERÍSTICASMECÁNICAS

DIÁMETRONOMINAL (mm)

LONGITUD(mm)

CARGA DEROTURA (daN)

Cable de Acero Galvanizado 3/8” 9,52 ----- 6 840


Varillas de Anclaje 5/8” 15,87 2400 6 050

Varillas de Anclaje 3/4” 19 2400 8 890

Aislador Tipo Tensor ANSI 54-2 ----- 108 5 300


TABLA 16 Características Generales de las Varillas de Anclaje

DENOMINACIÓN 5 / 8” 3 / 4”

Diámetro (mm) 15,87 19,05

Longitud (mm) 2 400 2 400

Carga de rotura mínima (daN) 6050 8890

TABLA 17. Características Generales de los Aisladores Tensores

DENOMINACIÓN CLASE 54-2 CLASE 54-4

Longitud (mm) 108 171

Carga de rotura mínima (daN) ≥ 5 300 ≥ 8 900

4.2.7 PUESTA A TIERRA

Los elementos que constituyen la instalación de puesta a tierra son el cable a tierra y el

electrodo de Puesta a Tierra.

Cable a tierra

Es el cable que conecta el equipo a la puesta a tierra. Los tipos son: cable de acerogalvanizado extra resistente 3/8”y Cable Copper-Clad Steel 3/8”, las característicasgenerales de los cables a tierra se encuentran en la Tabla 18

TABLA 18. Características de los Cables a Tierra

DENOMINACIÓNCABLE COPPER CLAD

STEEL 3/8”

ACERO GALVANIZADO 3/8”

Sección Transversal Total (mm²) 58, 56 51,1

Dimensiones (mm) Ø = 9,8 Ø = 9,52

Conductividad (%)* 30 8,5

Temperatura de Fusión (ºC)* 1 084 419

Intensidad de Cortocircuito Max.

Admisible (kA)20,38 8,99



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Electrodo de Puesta a Tierra

En la Tabla 19 se indica las principales características de la varilla utilizada comoelectrodo de difusión vertical.

TABLA 19. Características Generales de los Electrodos de Puesta a Tierra

DESCRIPCIÓN VARILLA DE ACERO COBRIZADO

Diámetro (mm) 16,0

Longitud (mm) 2 400

4.2.8 EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y MANIOBRA DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN A 34,5 KV

Los circuitos de 34,5 kV se clasifican en:

1. Circuitos para interconexión de subestaciones del operador de red.2. Circuitos para conexión a clientes.

En los circuitos de 34,5 kV destinados a interconectar subestaciones, no se permite laconexión a usuarios.

Los ramales o derivaciones de los circuitos de 34,5 kV, para conexión de clientes, condistancia mayor o igual a 2 km; debe llevar uno de los siguientes medios de desconexióndependiendo de capacidad del ramal:

1. Cortacircuitos portafusibles para derivaciones con menos de 500 kVA.

2. Cortacircuitos portacuchilla ó de línea para derivaciones con carga entre 500kVA y menor de 2 MVA.

3. Reconectadores para derivaciones de 2 MVA en adelante.

Se debe instalar protección contra sobretensiones (DPS), en los siguientes casos:

1. Centros de transformación, uno por cada fase montado en la cuba del transformador.2. En transiciones de red aérea a red subterránea, uno por cada fase.3. En los equipos de maniobra como reconectadores y seccionadores, uno por cada fase a

la entrada y uno por cada fase a la salida.

4.3 DISTANCIAS DE SEGURIDAD PARA REDES A 34.5 KV

Las distancias de seguridad deben estar de acuerdo a lo establecido en el RETIE.



26


Todas las distancias de seguridad tienen que medirse de superficie a superficie. Lasdistancias expuestas en el presente capítulo están definidas para líneas aéreas rurales conun nivel de tensión de 34,5 kV.

4.3.1 DISTANCIAS MINIMAS DE SEGURIDAD EN ZONAS CON CONSTRUCCIONES

FIGURA 3. Distancia mínima de conductores por zonas con construcciones

Tomada del RETIE

TABLA 20. Distancia Mínima de Conductores por Zonas con Edificaciones yConstrucciones

DESCRIPCIÓN

DISTANCIA DE

SEGURIDAD MÍNIMA (m)

34,5 kV

Horizontal Distancia b

Muros, proyecciones, ventanas y diferentes áreas

independientemente de la facilidad de

accesibilidad de personas

2,3

Vertical

Distancia cZonas accesibles a personas y de tránsito de

vehículos de menos de 2,45 m de altura4,1

Distancia dCarreteras, calles, callejones, zonas peatonales,

áreas sujetas a tráfico vehicular5,6

En ningún caso se permitirá proyectar los conductores de la línea sobre edificaciones,lotes destinados para edificación, plazas públicas, monumentos etc.

Los conductores de la línea tienen que estar separados de los campos deportivosabiertos a una distancia vertical y horizontal no menor a 12m y 7m respectivamente;este último medido sobre cualquier parte perteneciente a dichos campos deportivos.



27


Bosques de arbustos, áreas cultivadas y masas de arbolado

Para evitar las interrupciones del servicio y los posibles incendios producidos por elcontacto de ramas o troncos de árboles con los conductores de la línea eléctrica, seestablecerá, mediante la indemnización correspondiente, una zona de corte y/o tala dearbolado a ambos lados de la línea cuya anchura será la necesaria para queconsiderando los conductores en su posición de máxima desviación bajo la acción de lahipótesis de viento, su separación de la masa de arbolado en situación normal, medidahorizontalmente al conductor más extremo no será inferior a 3 m.

Igualmente, deberán ser talados todos aquellos árboles que constituyen un peligro parala conservación de la línea, entendiéndose como aquellos que por su flexibilidad puedanalcanzar a los conductores en su posición normal.

4.3.2 DISTANCIA ENTRE ELEMENTOS SOPORTADOS EN LA MISMA ESTRUCTURA

La distancia mínima entre conductores en todo momento, debe ser tal que, medianteesta, se eviten fallas entre fases, o entre fases y partes puestas a tierra, producto de unacercamiento suficiente como para producir un arco eléctrico entre estas.

La distancia horizontal mínima entre conductores en la misma estructura para 34,5 kV esde 55,8 cm (según RETIE Tabla 18) y la distancia vertical mínima entre conductores de86,9 cm (según RETIE Tabla 19).

Se tendrá en cuenta el desplazamiento de los conductores de fases por causa del viento;los puentes o derivaciones se ajustarán de tal forma que garantice dicha distancia deseguridad en cualquier situación normal de operación.

La distancia mínima que se debe respetar horizontal y verticalmente entre conductoresenergizados a soportes es 0,3m para 34,5kV.

4.3.3 DISTANCIA MÍNIMA ENTRE CONDUCTORES DE LÍNEA

La distancia horizontal entre fases determina la separación mínima que debe tener elpunto de fijación de los conductores a la estructura en un mismo plano horizontal, conel fin de evitar fallas entre fases a lo largo de la línea.

La formulación que se presenta a continuación, considera vanos entre estructuras de la

misma altura y emplazadas en terreno nivelado.



28


FIGURA 4. Separación de conductores a mitad de vano

X

Y

Conductor

X : Distancia horizontal proyectada entre los conductores a mitad de vano (m).

X 1 : Distancia horizontal proyectada entre el conductor central y uno en unextremo de la estructura (m).

X 2 : Distancia horizontal proyectada entre el conductor central y el otro conductor(m).

Y: Distancia vertical proyectada entre los conductores a mitad de vano (m).Y 1 : Distancia vertical proyectada entre el conductor central y uno en un extremo

de la estructura (m).Y 2 : Distancia vertical proyectada entre el conductor central y el otro

conductor (m).

Para el cálculo de la distancia horizontal mínima entre fases, se aplica la siguientefórmula:

(m)

Donde:

V : Tensión de línea (kV).K : Coeficiente que depende del balanceo de los conductores. Si el aislamiento es

del tipo rígido, este valor es 1. (Ver Tabla 21) f : Flecha del conductor a mitad de un vano nivelado a temperaturapromedio (m).

l i : : Longitud del aislador tipo suspensión con libertad de balanceo asociado a los

conductores. Para los aisladores tipo Pin y Line Post este valor es 0 (m).

( X 1 ,Y 1)( X 2 ,Y 2)



29


TABLA 21. Coeficiente K para Cálculo De La Distancia Horizontal Mínima Entre Fases

ÁNGULO DE OSCILACIÓN VALOR DE K

Superior a 65° 0,7

Comprendido entre 40° y 65° 0,65

Inferior a 40° 0,6

4.3.4 DISTANCIA MÍNIMA VERTICAL SOBRE SUELO

Las redes de media tensión instaladas en apoyos tienen que mantener las siguientesdistancias verticales de seguridad:

TABLA 22. Distancias De Seguridad Vertical Sobre El Suelo

4.3.5 DISTANCIA MÍNIMA DE SEGURIDAD EN CRUZAMIENTOS

Las distancias mínimas indicadas en los siguientes apartados se medirán en el punto demayor acercamiento entre la línea y la superficie a cruzar, teniendo en cuenta el

desplazamiento más desfavorable de la línea, producido por la hipótesis de flecha finalcalculada a una temperatura máxima excepcional que considere el efecto creep, sinviento.

Distancias mínimas en cruces en vanos con líneas de diferente tensión o líneas detelecomunicaciones

En los cruces de líneas eléctricas se ubicará a mayor altura la de tensión más elevada yen caso de líneas de igual tensión, la que se instale con posterioridad.

Cuando el cruce sea en diferentes estructuras se procurará que se efectúe en laproximidad de uno de los apoyos de la línea de Media Tensión.

En los casos que por circunstancias singulares sea preciso que la línea de menor tensióncruce por encima de la tensión superior, será preciso obtener una autorización expresateniendo en cuenta en el cruce todas las prescripciones y criterios expuestos en esteapartado.

AÉREAS

DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD (m)

PARTES PUESTAS A

TIERRA

PARTES NO PUESTAS A

TIERRA

13,2 kV - 34,5 kV

Zona peatonal 3,55,6

Zona transitadas por vehículos 4,6



30


TABLA 23. Distancias Mínimas Verticales Para Cruce De Líneas

TENSIÓN NOMINAL (kV)

ENTRE FASES DE LA LÍNEA

SUPERIOR

TENSIÓN NOMINAL (kV) ENTRE FASES DE LA LÍNEA INFERIOR

CABLES DE

COMUNICACIONES

TENSIÓN

NOMINAL

HASTA 1 kV

TENSIÓN

NOMINAL

13,2 kV

TENSIÓN

NOMINAL

34,5 kV

DISTANCIA EN METROSCables de Comunicaciones 0,6 --- --- ---

Hasta 1kV 1,2 0,6 --- ---

13,2 1,8 1,2 1,2 ---

34,5 1,8 1,2 1,2 1,3

69 2,0 1,4 1,4 1,4

115/110 2,3 1,7 1,7 1,7

230/220 3,0 2,4 2,4 2,4

500 4,8 4,2 4,2 4,2

Distancias mínimas en cruzamientos para diferentes lugares

La altura de los conductores al cruzar con diferentes lugares y situaciones, no podrá sermenor a las establecidas en la Tabla 24.

En los cruzamientos con ríos y canales, navegables o flotables, la altura mínima de los

conductores sobre la superficie del agua se medirá teniendo en cuenta el máximo nivel

que ésta pueda alcanzar.

No se permiten cruzamientos sobre campos deportivos abiertos.

TABLA 24. Altura Mínima De Conductores Sobre Diferentes Superficies

DESCRIPCIÓN

DISTANCIA MÍNIMA DE

SEGURIDAD (m)

13,2 - 34,5 kV

Carreteras, calles, callejones, zonas peatonales, áreas sujetas a

tráfico vehicular5,6

Bosques de arbustos, áreas cultivadas, pastos, huertos, etc. 5,6

Ferrocarriles sin electrificar o funiculares 8,1

Ríos, canales navegables o flotantes adecuados para

embarcaciones con altura superior a 2 m y menor de 7 m.10,2

Ríos, canales navegables o flotantes, no adecuadas para

embarcaciones con altura inferior a 2 m.5,2

Estructuras de alumbrados públicos y soportes de semáforos 1,5



31


Las redes de distribución eléctrica deberán estar a una distancia mínima horizontal de

4m si se desplazan paralelas a vías de ferrocarril.

Los postes incluyendo sus retenidas deberán estar colocadas lo más separado posible de

la orilla de la carretera, camino o calle. En el caso de que existan bordillos la estructura

deberá colocarse lo más separado posible de la orilla del bordillo y nunca a menos de0,15 m, en todos los casos los postes serán instalados de modo tal que se asegure el

cumplimiento de las distancias mínimas de seguridad para las redes MT y no deben

crear obstáculos para la movilidad de las personas ni de los vehículos. Las estructuras

deben estar colocadas lo más lejos posible del inicio de la curvatura de las esquinas.

Cuando se proyecte construir líneas nuevas se deberá cumplir con los retiros

establecidos en la Ley 1228 del 2008 por la cual se determinan las franjas mínimas de

retiro obligatorio o áreas de exclusión para las carreteras del sistema vial nacional.

Para evitar las interrupciones del servicio y los posibles incendios producidos por elcontacto de ramas o troncos de árboles con los conductores de la línea eléctrica, se

establecerá, mediante la indemnización correspondiente una zona de corte y/o tala de

arbolado a ambos lados de la línea cuya anchura será la necesaria para que,

considerando los conductores en su posición de máxima desviación bajo la acción de la

hipótesis de viento, su separación de la masa de arbolado en situación normal medida

horizontalmente al conductor más extremo no será inferior a 3 m.

Igualmente, deberán ser talados todos aquellos árboles que constituyen un peligro para

la conservación de la línea entendiéndose como tales los que por su flexibilidad puedan

alcanzar a los conductores en su posición normal.

4.3.6 PARALELISMOS

Líneas eléctricas

Se mantendrá una distancia mínima igual a la señalada para la separación entreconductores, considerando como valor de la tensión el de la línea de mayor nivel detensión.

Líneas de telecomunicaciones

La distancia vertical mínima de seguridad entre los conductores y la línea decomunicación será como mínimo de 1,5 m

Carreteras, vías, caminos y calles

Las estructuras, incluyendo sus retenidas y demás elementos tienen que estar instaladaslo más alejado posible del borde de la carretera, camino o calle. En caso que existan



32


bordillos, la estructura tendrá que colocarse lo más separado posible de la orilla delbordillo y de las curvaturas de las esquinas a una distancia no menor a 0,15 m.

Para construcción de nuevas líneas se deberá cumplir con los retiros establecidos en laLey 1228 del 2008, por la cual se determinan las fajas mínimas de retiro obligatorio oáreas de exclusión, para las carreteras del sistema vial nacional.

Vías de ferrocarril

Todos los elementos de la estructura de soporte deben estar a un mínimo de 6,7 m dealtura sobre la cabeza del riel más cercano, y no estarán en ningún caso a una distanciahorizontal menor de 4 m.

4.3.7 DISTANCIAS MÍNIMAS PARA PREVENCIÓN DE RIESGO POR ARCO ELÉCTRICO

Se deben cumplir las distancias establecidas en el apartado 13.4 del RETIE paragarantizar la prevención de riesgo por arco eléctrico.

4.4 BALANCEO DE LAS CADENAS DE AISLADORES

En el diseño de redes a 34,5 kV, el dimensionamiento de los brazos de soporte de lasestructuras debe ser tal que se cumpla con los espaciamientos mínimos requeridos pararesistir ciertos esfuerzos eléctricos, entre los conductores y la estructura (aterrizada) yentre los conductores de distinta fase (a medio vano).

Estos espaciamientos (distancias de seguridad) se ven reducidas por el movimiento

oscilante (balanceo) que produce el viento sobre las cadenas de aisladores que sostienena los conductores.

4.4.1 COORDINACIÓN DEL BALANCEO

Tradicionalmente, en el diseño de redes a 34,5 kV, se ha considerado el caso másdesfavorable de balanceo de la cadena de aisladores, el cual consiste en asumir lasimultaneidad de dos situaciones extremas: Viento máximo y esfuerzos eléctricosmáximos. Esta combinación puede resultar en un inadecuado dimensionamiento de losbrazos de las estructuras.

Por esta razón, para el cálculo del balanceo se tendrá en cuenta la variabilidad en laposición de la cadena de aisladores y en las distancias a guardar para los esfuerzoseléctricos más relevantes, a fin de que los cálculos representen, lo más fielmenteposible, el comportamiento del balanceo de la cadena de aisladores. En consecuencia,dos casos son considerados:

Caso 1: El ángulo de balanceo, producido por el viento máximo de diseño, combinadocon la distancia eléctrica mínima requerida para resistir tensiones a frecuencia



33


industrial. La probabilidad de flameo1 depende de la probabilidad de ocurrencia delViento máximo.

Caso 2: El ángulo de balanceo, que no será excedido durante el 99% del tiempo2,combinado con la distancia eléctrica mínima requerida para resistir sobretensiones pordescargas atmosféricas. La probabilidad de flameo es aquella por la cual estassobretensiones serán excedidas.

TABLA 25. Coordinación de la posición del conductor con los esfuerzos eléctricos asoportar por el espacio de aire

ESFUERZOS ELÉCTRICOS EN EL AIRE

POSICIÓN DEL CONDUCTOR

Ángulo de balanceo,

que no será excedido

durante el 98% del

tiempo

Ángulo de balanceo

producido por el

viento máximo de

diseño

Probabilidad Alta Baja

Tensión a frecuencia industrial Alta No considerado Caso 1

Sobretensión por descargaatmosférica

Baja Caso 2 No considerado

Nótese que las combinaciones extremas no fueron consideradas (Tabla 25):

El ángulo de balanceo que no será excedido durante el 98% del tiempo(probabilidad Alta), combinado con la distancia eléctrica mínima requerida parasoportar tensiones a frecuencia industrial (probabilidad Alta). Esta combinación, apesar de ser la “más probable” (Alta + Alta), no es la más desfavorable, ya queeste ángulo de balanceo no será el más grande, pues estaría producido porvientos moderados; además, los esfuerzos eléctricos a frecuencia industrial serán

los que requerirán las distancias de aire más pequeñas.

El ángulo de balanceo producido por el viento máximo de diseño (probabilidadBaja), combinado con la distancia eléctrica mínima requerida para soportarsobretensiones por descargas atmosféricas (probabilidad Baja). Esta combinación,a pesar de ser la más desfavorable, será la “menos probable” (Baja + Baja).

La separación mínima requerida entre el conductor y la estructura (aterrizada) resultóde la comparación de los balanceos obtenidos para los casos 1 y 2 (FIGURA 5. ).

Para establecer la separación mínima requerida entre conductores de distinta fase,

contenidos en un mismo plano horizontal, medida en la mitad del vano, se asumió queuno de ellos está en la posición dada por el ángulo de balanceo menos dos desviacionesestándar, mientras que el otro estaría en una posición dada por el ángulo de balanceomás dos desviaciones estándar (FIGURA 6).

1 … “La probabilidad de flameo será máximo del 1% por año, para el período de retorno de 50 años, correspondienteal viento máximo de diseño”.

2… “Ángulo de balanceo con probabilidad de ocurrencia del 1% (o un poco más) anualmente, para el período deoperación de la línea.



34


FIGURA 5. Ángulos de balanceo considerados para los Casos 1 y 2 -Espaciamiento entre

conductor y estructura

D1

D2

1+21

Lft

FIGURA 6. Ángulos de balanceo considerados para los Casos 1 y 2 - Espaciamiento entre

conductores de distinta fase, a medio vano

FLECHA

1+21

D2

D1

1 -21

Lff



35


4.4.2 CÁLCULO DE LOS ÁNGULOS DE BALANCEO

La posición del conductor respecto a la estructura y a otros conductores estádeterminada por el ángulo de balanceo de la cadena de aisladores (FIgura7), el cual,

viene dado por la siguiente expresión:

Donde:

: Ángulo de balanceo de la cadena de aisladores (°);

: Fuerza transversal por resultante de tracciones en cada punto de sujeción

(daN);: Fuerza transversal por viento sobre el cable (daN);: Fuerza vertical que el cable transmite a su punto de sujeción (daN);

: Fuerza transversal por viento sobre el aislador (o cadena de suspensión) (daN);: Fuerza vertical debida al peso propio del aislador (rígido o cadena desuspensión) (daN).

FIGURA 7. Ángulo de balanceo de la cadena de suspensión - Fuerzas actuantes

Q

Qv

PRESIÓN DE VIENTO



36


Efecto de la dirección del viento

Los datos de las velocidades de viento no están relacionados con direcciones deincidencia específicas. Sin embargo, solo los vientos que actúan perpendicularmente a ladirección de la línea causarán los ángulos de balanceo más grandes. Para considerarestadísticamente las direcciones de incidencia del viento, se asumió que la probabilidadde ocurrencia de un determinado ángulo de balanceo es la mitad de la probabilidad deocurrencia de la velocidad del viento que lo produce3.

Desviación estándar de los ángulos de balanceo

Con el objeto de considerar los efectos de la longitud del vano viento en los ángulos debalanceo, se asumió que éstos siguen una distribución estadística del tipo normal, conuna desviación estándar estimada mediante la siguiente expresión:

Donde:: Desviación estándar del ángulo de balanceo4(°);

: Factor de corrección que tiene en cuenta la categoría del terreno (Tabla 26): Velocidad del viento de referencia (viento) (m/s).

Nótese que para bajas velocidades de viento, la desviación estándar tiende a 0° mientrasque para grandes velocidades de viento tenderá a 2,25°.

TABLA 26. Desviación estándar del ángulo de balanceo

ZONA

PARÁMETRO

DE VIENTO

V R

(m/s) TERRENO K R

I

Viento extremo 50a 20,25B 1,00 1,87

C 0,85 1,63

Viento máximo 98% 5,21B 1,00 0,25

C 0,85 0,18

II

Viento extremo 50a 24,30B 1,00 2,08

C 0,85 1,90

Viento máximo 98% 6,55B 1,00 0,38

C 0,85 0,28

Procedimiento de Cálculo

3 … “Válido solamente para ángulos de balanceo mayores a 2°. Con esta aproximación se busca establecer de maneramás realista las probabilidades de ocurrencia de los ángulos de balanceo. Para mayor información remítase aldocumento CIGRÉ TB 348/2008, numeral 2.8, pág. 78”.

4… “Remitirse al numeral 2.7.2, págs. 77-78 del CIGRÉ TB 348/2008 – Tower top geometry and mid span clearances”.



37


El dimensionamiento de la geometría de la parte superior de las estructuras, en cuanto ala ubicación de las cadenas de aisladores, se realiza en seis (6) pasos:

1. Determinación de las velocidades de viento de referencia: viento máximo 50a yviento máximo 98%, teniendo en cuenta la categoría de exposición del de terreno 5 ylos mapas de influencia eólica. Para el caso en particular, en el Departamento delCauca, los valores asignados a estos parámetros se encuentran en la Tabla 26 delpresente documento.

2. Cálculo de las siguientes fuerzas transversales:

a. Fuerza transversal por viento sobre el cable, se determina de acuerdo a la expresiónmostrada en el inciso 4.9.5.1 del presente documento.

b. Fuerza transversal por viento sobre el aislador (o cadena de suspensión), sedetermina de acuerdo a la expresión mostrada en el inciso 4.9.5.2 del presentedocumento.

c. Fuerza transversal por resultante de tracciones, se determina de acuerdo a la

expresión mostrada en el inciso 4.9.5.4 del presente documento.

3. Cálculo de las siguientes fuerzas verticales:

a. Fuerza vertical que el cable transmite a su punto de sujeción, se determina deacuerdo a la expresión mostrada en el inciso 4.9.4.1 del presente documento.

b. Fuerza vertical debida al peso propio del aislador (rígido o cadena de suspensión).

4. Cálculo del ángulo del balanceo (φ) de acuerdo a la expresión mostrada en el inciso1.8.2 del presente documento.

5. Cálculo de la dispersión de los ángulos de balanceo. En este caso, se consideró dos

veces la desviación estándar6:

a. El ángulo máximo de balanceo en la estructura se obtuvo por añadir dos desviacionesestándar al ángulo de balanceo. Las dos posiciones del conductor, correspondientes alos dos casos considerados se muestran en la FIGURA 5. 6.

(°)

b. Los ángulos de balanceo de las cadenas de aisladores que sostienen a conductores dedistinta fase situados en el mismo plano horizontal, se obtuvieron por añadir y

sustraer, en la primera y segunda cadena respectivamente, dos desviacionesestándar (FIGURA 6):

(°)

6. Determinación de las distancias horizontales mínimas requeridas entre:

5 Categorías de exposición del terreno según estándar ANSI A58.1/1982 (Wind Load Provisions).6 Véase el numeral 4.2.2 del presente documento.



38


a. El punto de sujeción de la cadena de aisladores y la estructura;

b. El punto de sujeción de una cadena de aisladores y otra.

Con:

(°)

En las expresiones anteriores se tiene que:

: Separación mínima requerida entre el punto de sujeción de la primera cadenade aisladores y la estructura (m);

: Separación mínima requerida entre los puntos de sujeción de dos cadenas deaisladores que sostienen conductores de distinta fase contenidos en un mismoplano horizontal (m);

: Espaciamiento requerido: para fase-tierra y para fase-fase (m);: Longitud de la cadena de aisladores, incluyendo los herrajes (m);: Diámetro externo nominal del conductor (m);

: Ángulos de balanceo, máximo y mínimo, respectivamente (°). Permiten

modelar el balanceo no sincronizado de las cadenas de aisladoresadyacentes;

: Flecha del conductor (m), calculada a 40°C sin sobrecarga de viento.

4.5 CÁLCULO ELÉCTRICO

4.5.1 RESISTENCIA

Una de las características más importantes de los conductores es la resistencia. Estaindica la tasa promedio a la que la energía eléctrica se convierte en calor.

Resistencia DC

El valor de la resistencia por unidad de longitud, en corriente continua y a latemperatura θ, se representa por la siguiente expresión:



39


Donde:

: Resistencia del conductor con corriente continua a una temperatura

θ en °C (/km).

: Resistencia del conductor con corriente continua a una temperatura de20 °C (/km).: Coeficiente de variación de la resistividad a 20 °C en función de la temperatura

(°C-1).

: Temperatura de servicio del conductor (°C).

Resistencia AC

La resistencia de un conductor que transporta corriente alterna es mayor que la deaquel que transporta corriente directa, esto como consecuencia directa de fenómenosproducidos en el conductor por la variación del flujo magnético, tales como el Efecto

Piel, entre otros.

La resistencia del conductor por unidad de longitud en corriente alterna y a latemperatura θ, se representa por la siguiente expresión:

Siendo:

: Resistencia del conductor con corriente alterna a la temperatura θ en °C (/km).

: Resistencia del conductor con corriente continua a la temperatura θ en °C (/km).

: Factor de efecto Piel.

: Temperatura de servicio del conductor (°C)

TABLA 27. Valores de Resistencia a diferentes temperaturas para conductoresnormalizados

DENOMINACIÓN UN

ACSR AAAC

266,8 kcmil4/0

AWG

1/0

AWG

312,8

kcmil

246,9

kcmil

123,3

kcmil

PARTRIDGE PENGUIN RAVEN BUTTEALLIANC

EAZUSA

Resistencia eléctrica DC a 20 °C Ω/km 0,2092 0,2611 0,5232 0,2072 0,2625 0,5255

Coeficiente de temperatura a 20°C (20) °C-1 0,00404 0,00875 0,00650 0,0347 0,0347 0,0347

Resistencia eléctrica DC a 60 °C Ω/km 0,2421 0,3547 0,6634 0,236 0,2989 0,5986

Resistencia eléctrica DC a 74 °C(1)

Ω/km 0,2539 0,3869 0,7113 0,246 0,3117 0,6242

Factor de Efecto Piel (ys) - 0,00272 0,00171 0,00043 0,00275 0,00172 0,00043

Resistencia eléctrica AC a 20 °C Ω/km 0,2090 0,2632 0,5267 0,2078 0,263 0,5259





40


4.5.2 LÍMITE TÉRMICO DEL CONDUCTOR

Uno de los aspectos más importantes en el proceso de transporte de energía es lacapacidad limitada para conducir corriente de los conductores de fases que componen

las líneas.

La formulación presentada en este capítulo se basa en la metodología del IEEE Standard738 del 2006, el cual calcula la relación corriente-temperatura de conductores desnudosen red aérea. Esta metodología es aplicada en las líneas objeto de este documento.

La corriente máxima soportada por el conductor se obtiene mediante la siguienteexpresión:

Donde:qC: Calor perdido por Convección (W/m2)qr: Calor perdido por Radiación (W/m2)qs: Calor absorbido por Radiación Solar (W/m2)R (TC): Resistencia a la temperatura TC del conductor (Ω/m)

4.5.3 REACTANCIA INDUCTIVA

La Reactancia Inductiva de una línea trifásica bien sea circuito sencillo o doble circuito,depende de la frecuencia del sistema y de la inductancia mutua entre los conductoresde la línea. Para líneas equilibradas se determina mediante la siguiente expresión:

Siendo:

L: Inductancia mutua entre conductores (H/km).

ƒ : Frecuencia del sistema (Hz).

4.5.4 DISTANCIA MEDIA GEOMÉTRICA

Se define como la media de las distancias entre cada conductor.

Para líneas trifásicas circuito sencillo se calcula de la siguiente manera:

(mm)

Para líneas trifásicas doble circuito se calcula de la siguiente manera:



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(mm)

Donde D j,k es la distancia entre el conductor j y el k (mm).

4.5.5 INDUCTANCIA MUTUA

La inductancia mutua entre conductores, por unidad de longitud, se representa

mediante la siguiente expresión:(H/km)

4.5.6 REGULACION DE TENSIÓN

La regulación de tensión en porcentaje en un circuito trifásico equilibrado, está dadapor:

Esta expresión puede ser escrita como:

Donde:

M: Momento eléctrico = P • L K : Constante que depende de la tensión, la configuración del sistema, las

características del conductor y del factor de potencia.

En líneas doble circuito la resistencia total equivalente es el producto del paraleloformado por los dos circuitos de la línea, es decir, la resistencia total de la línea es igual ala mitad de la resistencia de uno de los dos circuitos que esta posee.



42


El porcentaje máximo de caída de tensión para redes a 34,5 kV será 7% medido desde lasubestación de origen.

En el Anexo A Tablas de Regulación de tensión para Redes de Media Tensión Aéreas, sepresentan las constantes de regulación para los distintos conductores normalizados portipo de montaje de la red de media tensión.

4.5.7 POTENCIA MÁXIMA A TRANSPORTAR

La potencia máxima a transportar se encuentra limitada tanto por la corriente máximaadmisible por el conductor como por el valor establecido para la regulación de tensiónmáxima.

Limitada por la corriente máxima soportada por el conductor

La máxima potencia de transporte de una línea trifásica, limitada por la corrientemáxima soportada, se determina mediante la siguiente expresión:

Siendo:

Pmáx : Potencia máxima a transportar por la línea (kW).m : Número de circuito.V : Tensión de línea (kV).

cos : Factor de potencia de la carga.

Limitada por la regulación de tensión

La máxima potencia de transporte de una línea trifásica, limitada por la regulación detensión máxima establecida y la longitud de la línea, se determina mediante la siguienteexpresión:

(kW)

(kW)

En líneas doble circuito, la resistencia total equivalente es el producto del paraleloformado por los dos circuitos de la línea, es decir, la resistencia total de la línea es igual ala mitad de la resistencia de uno de los dos circuitos que esta posee.

En el Anexo B Tablas y Gráficos de Máxima Potencia a Transportar y Pérdidas de

potencia para Redes Aéreas, se presentan las constantes de máxima potencia a



43


transportar para los distintos conductores normalizados por tipo de montaje de la redde media tensión.

4.5.8 PÉRDIDAS DE POTENCIA

Las pérdidas de potencia en una línea serán las debidas al efecto Joule causado por laresistencia de la misma ante la circulación de corriente. En una línea trifásica, éstas secalculan de la siguiente manera:

(W)

Donde:

p: Pérdidas de potencia (W )R: Resistencia AC por fase (Ω/km). L: Longitud de la línea (km). I: Corriente de la línea (A).

La potencia transportada por la línea depende de la carga a transportar. La fórmula paracalcular esta potencia es la siguiente:

(kW)

El porcentaje de potencia perdida es el cociente entre la potencia perdida y la potenciatransportada por la línea.

Remplazando, obtenemos la expresión final:

Siendo:

R : Resistencia en C.A. de la línea (Ω/km). L : Longitud de la línea (km).P : Potencia consumida por la carga (kW).

En líneas doble circuito, la resistencia total equivalente es el producto del paraleloformado por los dos circuitos de la línea, es decir, la resistencia total de la línea es igual ala mitad de la resistencia de uno de los dos circuitos que esta posee.

En el Anexo B Tablas y Gráficos de Máxima Potencia a Transportar y Pérdidas de

potencia para Redes Aéreas, se presentan las constantes de pérdidas de potencia paralos distintos conductores normalizados por tipo de montaje de la red de media tensión.



44


4.6 CÁLCULO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA (SPAT)

La resistencia de puesta a tierra es un indicador que limita directamente la máximaelevación de potencial y controla las tensiones transferidas. Su máximo valor establecido

para protección contra rayos de 10 Ω y para estructuras con cable de guarda de 20 Ω.

Toda instalación eléctrica tiene que disponer de un sistema de puesta a tierra, de formaque cualquier punto normalmente accesible a personas, no esté sometido a tensionessuperiores a los umbrales de la capacidad de soporte del ser humano.

Este requerimiento cubre los sistemas eléctricos, apoyos y conjuntos que ante unasobretensión temporal, pueda desencadenar una falla permanente a frecuenciaindustrial entre la estructura puesta a tierra y la red.

Para las redes de media tensión a 34,5 kV, que está protegida contra las descargas

atmosféricas, se deberá aterrizar en cada apoyo el cable de guarda y garantizar un valorde puesta a tierra menor de 20 Ω (RETIE Tabla 25 valores de referencia para resistenciade puesta a tierra).

4.6.1 SELECCIÓN DEL CABLE A TIERRA

La selección del conductor a tierra depende del valor de la corriente de cortocircuito de

régimen transitorio a 150 m en el punto de instalación de la puesta a tierra. Este valor

será suministrado por la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P.

El conductor a seleccionar debe cumplir la siguiente ecuación:

Ic c≤ Icc_adm

Siendo:

Icc : Intensidad de cortocircuito en el punto de instalación de la puesta a tierra (kA)

Icc_adm : Intensidad de cortocircuito máxima admisible del conductor (ver Tabla 18)

4.6.2 SELECCIÓN DEL ELECTRODO DE PUESTA A TIERRA

La resistencia de puesta a tierra es un indicador que limita directamente la máxima

elevación de potencial y controla las tensiones transferidas el máximo valor permitido es

de 20Ω con cable de guarda instalado.

Se deberá medir la resistividad aparente del terreno siguiendo los métodos establecidos

en el RETIE.



45


Partiendo del valor medido de resistividad aparente del terreno se selecciona la

configuración en la tabla 28 cuya resistividad aparente sea menor o igual a la medida en

campo.

Tabla 28. Configuraciones de Puesta a Tierra

CONFIGURACIÒN PUESTA A TIERRA DE :

RESISTIVIDADDEL TERRENO

ρ [Ω-m]

RESISTENCIA DE

PUESTA A TIERRA

RPAT (Ω)

Cable de guarda 56

DPS* 28

Cable de guarda 124

DPS* 62

Cable de guarda 166

DPS* 83

0,16* ρ

0,12* ρ

79,2

Para suelos con valores de resistividad aparente superior a los valores definidos en la .

Tabla , el diseñador tiene que establecer en la memoria de cálculo un procedimientoreconocido por la práctica de la ingeniería actual para la obtención del valor deresistencia de puesta a tierra normalizado.

El diseñador deberá seleccionar la opción más viable para el proyecto, dependiendo delas características del terreno y las características técnicas del equipo a proteger.

Como última opción se podrá utilizar suelo artificial para suelos con muy altaresistividad. El diseñador tendrá en cuenta las siguientes recomendaciones para reducirel valor de la resistencia de puesta a tierra:

a. Reducción del valor de resistencia de puesta a tierra aplicando un materialimportado, entre los cuales se cuenta la bentonita sódica, sulfato de magnesio,sulfato de cobre o cloruro de calcio.

b. La utilización de suelos importados o naturales deben cumplir las siguientescaracterísticas mínimas:

- Fácil de aplicar.

- No poner en riesgo a quienes lo manipulen o a los animales. No debe dañar lossuelos naturales donde sea aplicado

- Retención de la mayor cantidad de humedad durante el mayor tiempo posible. Nodebe requerir hidratación previa con agitación

- Insoluble en agua



46


- Alta capacidad de intercambio catiónico.

- Poco alterable con el tiempo.

- Que los procesos químicos originados durante la mezcla sean reversibles.

c. Cuando existan altos valores de resistividad del terreno, elevadas corrientes de fallaa tierra o prolongados tiempos de despeje de las mismas y no sea posible cumplircon el valor de la resistencia de puesta a tierra establecida, se deberán tomar lasmedidas establecidas en el Apartado 15.4 del RETIE.

4.7 PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS

En este apartado se presenta el procedimiento que debe seguirse para el diseño de lossistemas de protección contra rayos para líneas a 34,5 y 13,2 kV, el cual está basado en laserie de normas NTC 4552 “Protección contra rayos” y que ha sido adaptado para suaplicación en líneas aéreas de media tensión.

Todos los procedimientos, tablas y figuras de este capítulo han sido tomados de la seriede normas NTC 4552 los cuales se enumeran a continuación:

NTC 4552-1: Principios Generales.

NTC 4552-2: Manejo del Riesgo.

NTC 4552-3: Daños Físicos a Estructuras y Amenazas a la Vida.

Para efectos de esta norma se introduce el concepto de DPS (Dispositivo de ProtecciónContra Sobretensiones), necesario para limitar intencionalmente las sobretensionestransitorias y dispersar las sobrecorrientes transitorias.

4.7.1 EXPLICACIÓN DE TÉRMINOS

DAÑOS Y PÉRDIDAS

Fuente de daños

La corriente de rayo es la fuente primaria de daño. Las siguientes fuentes son definidascon relación a la posición del punto de impacto de las descargas atmosféricas (ver laTabla 3 de la NTC 4552-1).- S1 Descargas sobre la estructura.- S2 Descargas sobre las líneas.

- S3 Descargas cercanas a las líneas.

Tipos de daños

Para una aplicación práctica de la evaluación del riesgo se distinguen a continuación trestipos básicos de daños, los cuales pueden aparecer como consecuencia de una descargaatmosférica (ver la Tabla 4 de la NTC 4552-1):



47


D1 – Lesiones a seres vivos.D2 – Daños físicos.D3 – Fallas de sistemas eléctricos y electrónicos.

El rayo puede causar daños físicos a las líneas y a todo sistema interno que se encuentreconectado a ellas.

Tipos de pérdidas

Los siguientes tipos de pérdidas podrían asociarse con las líneas (ver Tabla 29):L1 – Pérdida de servicios públicos.L2 – Pérdida económica.

TABLA 29. Riesgo por cada tipo de daño y pérdida

Pérdidas

DañosL1

Pérdida deservicio público

L2Pérdida

Económica

D1 – Lesiones a seres vivos - RS(1)

D2 – Daños físicos RF RF

D3 – Fallas de sistemas eléctricos RO RO (1) Solo para propiedades agrícolas con posible pérdida de animales

RS: Riesgo de lesiones a seres vivos.

RF: Riesgo de daños físicos a la línea.

RO: Riesgo de fallas de sistemas eléctricos.

RIESGO Y COMPONENTES DEL RIESGO

El riesgo R es el valor promedio de pérdidas anuales y debe ser evaluado para los tiposde pérdida asociados a las líneas. Los riesgos a evaluar en las líneas son:

- R1 – Riesgo de pérdida del servicio público.

- R2 – Riesgo de pérdidas de valor económico.

Cada uno de estos riesgos está formado por la suma de varios componentes, tal como semuestra en la Tabla 30. Adicionalmente los componentes de riesgo pueden seragrupados de acuerdo al tipo de riesgo y el tipo de daño, ver la Tabla 31.



48


TABLA 30. Componentes de riesgo para cada tipo de pérdida en líneas

Fuente de daño

Descargas sobre

el apoyo

S1

Descargas sobre

las líneas

S2

Descargas

cercanas a las

líneas

S3

Componente de riesgo R B R C R V R W R Z

Riesgo para cada tipo de

pérdida

R1 X X X X X

R2 X X X X X

R B: Componente relacionado a daños físicos debido a efectos mecánicos y térmicos de lacorriente de rayo fluyendo a través de la línea. (Impacto en el apoyo).

R C: Componente relacionada a fallas de equipos conectados debido a sobretensiones poracople resistivo.

R V: Componente relacionada con daños físicos debido a afectos mecánicos y térmicos por la

circulación de corriente de rayo.R W: Componente relacionada a las fallas de equipo conectado, debido a sobretensiones por

acople resistivo. Pérdidas del tipo L1 y L2 pueden ocurrir.R Z: Componente relacionada a la falla de líneas y equipos conectados causada por

sobretensiones inducidas sobre la línea.

TABLA 31. Componentes de riesgo para cada tipo de daño en las líneas

Tipo de dañoLesiones aseres vivos

Daños físicosFallas de sistemas

eléctricos

Componente de riesgo RS RF RO

Tipo de riesgoR1 - RV+RB RC+RW+RZ R2 - RV+RB RC+RW+RZ

4.7.2 FACTORES QUE INFLUENCIAN LAS COMPONENTES DE RIESGO

Las características de la línea al igual que las medidas de protección existentes, puedeninfluenciar en los componentes de riesgo como se muestra en la tabla 32.

TABLA 32. Factores que influencian las componentes de riesgo

RB RC RV RW RZ

Área efectiva X X X X XProtección coordinada de DPS X X X X X

Soportabilidad al impulso X X X X X

Cable apantallado X X X X XCable de guarda X X X X X

Apantallamiento adicional decables

X X X X X



49


4.7.3 NIVELES DE PROTECCIÓN CONTRA RAYO (NPR)

De acuerdo a la norma NTC 4552-1, existen cuatro niveles de protección contra rayo (I aIV). Para cada nivel (NPR) se genera un sistema fijo de parámetros máximos y mínimosde corriente de rayo.Las protecciones contra el rayo cuyos parámetros, máximos y mínimo, de la corriente derayo excedan el nivel I (NPR I) no se consideran en esta norma. Asimismo, laprobabilidad de ocurrencia de rayo cuyos parámetros, máximo y mínimo, de la corrientede rayo excedan el nivel I (NPR I) es menor del 2%.

Los valores máximos de los parámetros de la corriente de rayo a nivel I (NPR I) no seránexcedidos, con una probabilidad del 99%. Los valores máximos de los parámetros decorriente de rayo del nivel I (NPR I) se reducen a 75% para el nivel II y a 50% para losniveles II y IV (lineal para I, Q y di/dt, pero cuadrático para W/R). Los parámetros deltiempo no cambian.

Los valores máximos de los parámetros de corriente de rayo para diversos niveles de

protección contra rayo (NPR) se muestran en la TABLA , y son usados para diseñar loscomponentes de la protección (ej. sección transversal de los conductores, capacidad decorriente del DPS, distancia de separación contra disrupciones peligrosas).

TABLA 33. Valores máximos de parámetros del rayo según el nivel de protección

PRIMERA DESCARGA CORTA NIVEL DE PROTECCIÓN CONTRA RAYO

PARÁMETRO SÍMBOLO UNIDAD I II III IV

Corriente pico I kA 200 150 100

Carga corta Qcorta C 100 75 50

Energía específica W/R kJ/Ω 10000 5625 2500

DESCARGA CORTA SUBSECUENTE NIVEL DE PROTECCIÓN CONTRA RAYO


Corriente pico I kA 54 40,5 27

Pendiente promedio di/dt kAµs 120 90 60

Parámetros de tiempo T 1 /T 2 µs/µs 0,4/50

DESCARGA LARGA NIVEL DE PROTECCIÓN CONTRA RAYO


Carga larga Qlarga C 100 75 50

Parámetro de tiempo T largo s 0,5

RAYO NIVEL DE PROTECCIÓN CONTRA RAYO


Carga Qrayo C 300 225 150

Los valores mínimos de amplitud de la corriente de rayo para diversos niveles (NPR) seutilizan para derivar el radio de la esfera rodante (ver numeral 4.7.14 del presentedocumento) en función de definir la zona de protección contra rayo, que no se puedealcanzar por descarga directa. Los valores mínimos de los parámetros de la corriente de



50


rayo junto con el radio relativo de la esfera rodante se dan en la tabla 34. Estos seutilizan para posicionar el cable de guarda y para definir la zona de protección contrarayo (ver numeral 4.7.4).

TABLA 34. Valores mínimos de parámetros de rayo relativos al radio de la esferarodante

CRITERIO DE INTERCEPTACIÓN NIVEL DE PROTECCIÓN CONTRA RAYO


Corriente pico mínima Imin kA 17 21 26 30

Radio esfera rodante R m 35 40 50 55

La probabilidad de que los parámetros de corriente de rayo sean menores que losvalores máximos, y respectivamente mayores que los valores mínimos definidos paracada nivel de la protección, se muestra en la TABLA 35.

TABLA 35. Probabilidades para los límites de los parámetros del rayo

PROBABILIDAD DE QUE LOS PARÁMETROSSEAN

NIVEL DE PROTECCIÓN CONTRARAYO

I II III IV

Menores que el máximo definido en la Tabla 27 0,99 0,98 0,97 0,96

Mayores que el mínimo definido en la Tabla 28 0,99 0,97 0,91 0,84

Las medidas de protección contra el rayo especificadas están basadas en la serie NTC4552 y son eficaces para los parámetros de corriente que se muestran en el rangodefinido por el NPR asumido para el diseño. Por lo tanto, la eficiencia de una medida deprotección es asumida como igual a la probabilidad con la cual los parámetros de lacorriente de rayo están dentro de dicho rango.

4.7.4 ZONAS DE PROTECCIÓN CONTRA RAYO (ZPR)

Las zonas de protección contra rayos ZPR son un concepto tomado de la teoría decompatibilidad electromagnética.

Con respecto a la protección contra el rayo se definen las siguientes ZPR:

- ZPR 0A Línea expuesta a impactos directos del rayo. La corriente y el campo delrayo no son amortiguados.

- ZPR 0B Línea protegida contra impactos directos del rayo. La corriente parcial o

inducida del rayo y el campo magnético no son amortiguados.

- ZPR 1 Línea protegida contra impactos directos del rayo. La corriente parcial o

inducida del rayo y el campo magnético son amortiguados.

- ZPR 2 Como la ZPR 1 pero el campo magnético es más amortiguado.



51


Para los DPS, el diseñador debe utilizar los lineamientos contenidos en la norma técnicacolombiana vigente, o los documentos normativos ANSI IEEE C62.41-1, -2: 2002 e IEC62305-4.

4.7.5 PROTECCIÓN DE LÍNEAS

Las líneas estarán protegidas dentro de una:

- ZPR 0B o mayor, para reducir daños físicos. Esto se alcanza ubicando, según el tipo

de apoyo, uno o dos cables de guarda, quienes actúan como elementos de

captación que interceptan los rayos.

- ZPR 1 o mayor, para la protección contra sobretensiones que causan fallas en las

línea. Esto se alcanza reduciendo el nivel de las sobretensiones inducidas por el

rayo, por medio de un DPS adecuado, la sobrecorriente y limitando las

sobretensiones.

4.7.6 MANEJO DEL RIESGO

PROCEDIMIENTO BÁSICO

La decisión para proteger las líneas contra rayos, así como las medidas de protecciónseleccionadas, deberán ser realizadas de acuerdo con la NTC 4552. El siguienteprocedimiento será aplicado:

Identificar los conductores de fases a proteger.

Identificar todos los tipos de pérdidas en la línea y riesgos correspondientes R (R1 y R2).

Evaluar el riesgo R para cada uno de los tipos de pérdida.

Evaluar la necesidad de protección, comparando el riesgo R (R1 y R2) con un riesgo tolerable

RT.

RIESGO TOLERABLE

El valor representativo de riesgo tolerable RT, donde descargas atmosféricas involucrandaños a las líneas, equivale a 0,001.

PROCEDIMIENTO PARA EVALUAR LA NECESIDAD DE PROTECCIÓN

De acuerdo con la NTC 4552-1, los riesgos R1 y R2 deben ser considerados en lanecesidad de protección contra rayos para líneas aéreas.

Para cada tipo de riesgo a ser considerado se aplica el siguiente procedimiento, verFIGURA 8.



52


FIGURA 8. Procedimiento para la decisión de necesidad de protección

Identificar la línea a ser protegida

Identificar los tipos de pérdidasrelacionadas con la línea

Para cada tipo de pérdida:

• Identificar el riesgo tolerable RT

• Identificar y calcular todos los componentesde riesgo RX

Calcular

R = ∑ RX

R > RT

Instalar medidas de protección adecuadaspara reducir R

Línea protegida paraeste tipo de pérdida

NO

SI

4.7.7 SELECCIÓN DE MEDIDAS DE PROTECCIÓN

Las medidas de protección están encaminadas a reducir el riesgo de acuerdo al tipo dedaño.

Las medidas de protección serán consideradas efectivas solamente si cumplen con losrequerimientos de la norma NTC 4552-3, para protección y reducción de daños en las

líneas.

La selección de las medidas de protección más adecuadas, debe realizarse de acuerdocon cada componente de riesgo en el riesgo total R, y con los aspectos técnicos yeconómicos de las diferentes medidas de protección.

Se debe identificar los parámetros críticos que determinan las medidas más eficientespara reducir el riesgo R. Para cada tipo de pérdidas existe un número de medidas de



53


protección las cuales, individual o colectivamente, hacen que se cumpla la condición R ≤ RT. La solución adoptada será seleccionada teniendo en cuenta tanto los aspectostécnicos como económicos. Un procedimiento simplificado para la selección de medidasde protección en las líneas es el mostrado en la FIGURA 9.

FIGURA 9. Procedimiento para la selección de las medidas de protección en las líneas

Identificar la línea a ser protegida

Identificar los tipos de pérdidasrelacionadas a la línea

Para cada tipo de pérdida calcular loscomponentes de riesgo RB, RC, RV, RW, RZ

Línea protegidaNO

ExistenDPS

instalados?

R > RT

SI

Líneaapantallada

SI

RZ > RT

Instale un adecuadoDPS

Instale un adecuadoapantallamiento

Instale otra medidade protección

Calcule nuevosvalores de loscomponentes

NONO

SI

NO

SI



54


4.7.8 EVALUACIÓN DE LAS COMPONENTES DE RIESGO

ECUACIÓN BÁSICA

Cada componente de riesgo RX (RB, RC, RV, RW y RZ), pueden calcularse a través de la

siguiente ecuación general:

Donde:

N X : Es el número de eventos peligrosos (ver numeral 4.7.10).

PX : Es la probabilidad de daño (PB, PC, PV, PW y PZ) (ver numeral 4.7.11).

LX : Es la pérdida consecuente (LB, LC, LV, LW y LZ) (ver numeral 4.7.12).

En la TABLA 36 se resume los cálculos de los componentes de riesgo (RX) para las líneas.

TABLA 36. Componentes de riesgo en líneas

4.7.9 EVALUACIÓN DE LAS COMPONENTES DE RIESGO EN LÍNEAS

Las reglas para evaluar las componentes de riesgo dependen del tipo de riesgo.

RIESGO R1 Y R2

El riesgo R (R1 y R2) es la suma de componentes de riesgo R X en la línea. Para laevaluación de componentes de riesgo y la selección de los parámetros relevantesinvolucrados, las siguientes reglas se deben aplicar:

- Los parámetros relevantes al número de eventos peligrosos serán valorados de

acuerdo con el numeral 4.7.10.

- Los parámetros relevantes a la probabilidad de daño serán valorados de acuerdo

con el numeral 4.7.11,

Además:- Solamente se debe seleccionar un solo componente de riesgo por fuente (ver Tabla

30). Para la selección se debe tomar la componente más crítica.

- Para componentes RC y RM, si más de un sistema interno.

- Parámetros relevantes a la cantidad de pérdidas L se evaluarán cómo se indica en el

numeral 4.7.12.

DAÑODESCARGAS

SOBRE EL APOYOS1

DESCARGASSOBRE LAS

LÍNEASS2

DESCARGASCERCANAS A LAS

LÍNEASS3

D2 RB=ND∙PB∙LB RV=NL∙PV∙LV

D3 RC=ND∙PC∙LC RW=NL∙PW∙LW RZ=(NI-NL)∙PZ∙LZ



55


4.7.10 EVALUACIÓN DEL NÚMERO ANUAL DE EVENTOS PELIGROSOS (NX)

El número anual N de descargas que afectan a las líneas depende de la actividadatmosférica de la región donde están localizadas las líneas. Este número es aceptadogeneralmente como el producto de la densidad de rayos a tierra (DDT) por el áreaefectiva del elemento a proteger.

La densidad de rayos a tierra DDT, se obtiene a partir del nivel de ceráunico de vecindadde la línea mediante la estimación de la siguiente expresión7:

De la ecuación anterior:

NC: es el número de días tormentosos al año.

Para el Departamento del Cauca, el valor asociado a la variable nivel ceráunico sedetermina de acuerdo al mapa de isoniveles ceráunicos elaborado por la Oficina Técnica(ver la Figura 11).

Evaluación del promedio anual de descargas sobre el apoyo (ND)

El promedio anual de descargas sobre el apoyo (N D) puede ser evaluado con la siguienteexpresión:

Donde:

Ad : Es el área efectiva del apoyo (m2) (ver la Figura 10).

Cd : Es el factor que tiene en cuenta la influencia de la localización relativa de la

línea (ver la tabla 37)

TABLA 37. Factor de localización Cd

LOCALIZACIÓN RELATIVA Cd

Línea rodeada de objetos o árboles más altos 0,25

Línea rodeada de objetos o árboles de igual o menor altura 0,5

Línea aislada: sin objetos en la vecindad 1

Línea aislada: en la cima de una colina o elevación 2

7 Ecuación obtenida a partir de datos de Densidad de Rayos a Tierra en Colombia, ver el literal A.5.2 de la NTC 4552-1.



56


FIGURA 10. Definición de área (Ad, AI, Ai)

L c

W

Fin

"b"

Fin

"a"

3H

L c

W

3H

A1

L

2 D i

Ai

Ad

H H

Ad

Evaluación del número promedio anual de descargas sobre las líneas (NL)

Para una línea, NL puede ser evaluado por:

Donde:

AI : Es el área efectiva de descargas a la línea (m2) (ver la Figura 10).).

Ct : Es el factor de corrección por la presencia de transformadores de AT/BT

localizado entre el punto choque y el apoyo (ver la TABLA 38). Este factor aplicapara líneas que se encuentran aguas arriba del transformador respecto al apoyo.

El área efectiva AI de descargas a la línea se calcula de acuerdo a la siguiente expresión:

Donde:

Hc : Es la altura sobre la tierra de los conductores de la línea (m);

Lc : Es la longitud de la línea (m). Un valor máximo de 1000 m puede asumirse;

Ha : Es la altura del apoyo (m);

Hb : Es la altura del punto del apoyo en donde se ubican los conductores de fases

(m);

TABLA 38. Factor de corrección por presencia de transformador TIPO DE TRANSFORMADOR Ct

Transformador con devanado primario y secundario

desacoplados eléctricamente0,2

Autotransformador 1

Sin transformador 1



57COPIA CONTROLADA - VERSIÓN 1

FIGURA 11. Mapa de isoniveles ceráunicos del Departamento del Cauca

CAQUETA

NARIÑO

HUILA

CAUCA

SAN

SEBASTIÁN

SANTAROSA

PIAMONTE

FLORENCIA

MERCADERESBOLÍIVAR

ALMAGUER

LAVEGA

SUCREBALBOA

ARGELIA

PATÍA(EL BORDO)

LA SIERRA

SOTARÁ(PAISPAMBA)

PURACÉ(COCONUCO)

ELTAMBO

POPAYÁN TOTORÓ

INZÁ

PÁEZ(BELALCÁZAR)

SILVIA

PIENDAMÓ

CAJIBÍO

MORALES CALDONO JAMBALÓ

TORIBÍO

CALOTO

CORINTOVILLARICA

PADILLA

MIRANDAPUERTOTEJADA

SANTANDERDE

QUILICHAO

BUENOSAIRES

SUÁREZ

LÓPEZ

T I M B I Q U Í

R Í O M I C A Y

GUAPI

O C É A

N O P A C Í F

I C O

R Í O S A I J A

R Í O G U A J U Í

TIMBÍO

ROSAS

78º 76º

2º

1 0 0

150

2 0 0

1 0

0

200

200

100

150

150

100

100




Evaluación del número promedio anual de descargas cercanas a las líneas (NI)

Para una línea, el valor de NI puede ser evaluado por:

Donde:

Ai : Es el área efectiva de descargas cercanas a la línea (m2) (ver la FIGURA 10);

Ce : Es el factor ambiental (ver la Tabla 39).

TABLA 39. Factor ambiental Ce

4.7.11 EVALUACIÓN DE LA PROBABILIDAD DE DAÑO (PX)

La probabilidad de daño evaluada en este aparte es válida siempre y cuando las medidasde protección consideradas cumplan con los requerimientos descritos en:

- NTC 4552-3, en cuanto a las medidas de protección para lesiones a seres vivos y daños físicos a

líneas.

- La normatividad nacional vigente para protección y reducción de fallas de sistemas internos, o

en su defecto la norma IEC 62305-4 o los documentos normativos IEEE C62.41-1 e IEEE C62.41-

2 o la normatividad UIT serie K.

Probabilidad de daño PB y PC

La probabilidad PB de que una descarga que impacte a un apoyo pueda causar dañosfísicos, y la probabilidad PC de que una descarga, que impacte a un apoyo pueda causarfallas en los aparatos conectados, está relacionada con la corriente de falla Ia.

La corriente de falla Ia depende de las características de la línea y de las medidas deprotección adoptadas.

Para líneas no apantalladas (sin cables de guarda), puede asumirse Ia=0;Para líneas apantalladas, la corriente de falla en (kA) puede evaluarse como:

Donde:

K d : Es el factor que depende de las características de la línea (ver la TABLA 40);

AMBIENTE CE Urbano con edificaciones altas (1) 0

Urbano (2) 0,1

Rural 1(1) Edificaciones de más de 20 m de altura(2) Edificaciones entre 10 m y 20 m de altura(3)

Edificaciones menores a 10 m de altura




Kp : Es el factor de medida de protección adoptada (ver la TABLA 41);

Uw : Es la tensión soportada al impulse tipo rayo en kV (ver la Tabla 42);

Rs : Es la resistencia óhmica del apantallamiento del cable (Ω/km);

n : Es l número de conductores de fases.

Los valores de PB y PC se muestran en la tabla 43

TABLA 40. Valores del factor Kd en función de las características del apantallamiento

CARACTERÍSTICA DE LA LÍNEA Kd

Con la pantalla en contacto con el suelo 1

Con la pantalla sin contacto con el suelo 0,4

TABLA 41. Valor del factor Kp en función de las medidas de protección

MEDIDA DE PROTECCIÓN Kp

Sin medidas de protección 1

Cables adicionales apantallados – un conductor1

0,6

Cables apantallados – dos conductores

(1)

0,4Cable protegido contra rayos(2)

0,021

El cable apantallado está instalado 30 cm por encima del cable, dos cablesapantallados están ubicados encima del cable dispuestos simétricamente conrespecto al eje del cable

2Cable especial con soportabilidad dieléctrica aumentada cuya pantalla metálicaestá en contacto continuo con el suelo.

TABLA 42. Tensión disruptiva soportable Uw en función de la tensión nominal

TENSIÓN NOMINALUN [KV]

TENSIÓN DISRUPTIVA SOPORTABLEUW [KV]

13,2 95

34,5 170

TABLA 43. Valores de probabilidad PB, PC, PV y PW en relación a la corriente de falla Ia

IA [KA] PB PC PV PW

0 1

3 0,99

5 0,95

10 0,90

20 0,80

30 0,60

40 0,40

50 0,30

60 0,2080 0,10

100 0,05

150 0,02

200 0,01

300 0,005

400 0,002

600 0,001




Cuando se implementan DPS de conformidad con la IEC 62305-4, PB y PC dependen delsistema coordinado de protección interno adoptado:

Los valores de PDPS dependen del nivel de protección contra rayos al cual han sidodiseñados los DPS, ver la Tabla 44.

TABLA 44. Valores de PDPS

NIVEL DE PROTECCIÓN CONTRA RAYOS PDPS

Sin sistema coordinado de protección 1

III - IV 0,03

II 0,02

I 0,01

Son posibles valores menores de PC en el caso en que losdispositivos de protección tengan mejores características

de protección (mayor capacidad de corriente soportable,menor nivel de protección, etc.) comparado conrequerimientos definidos para el nivel I de proteccióncontra rayos.

0,005 - 0,001

NOTA: Sólo un sistema coordinado de DPS es adecuado como medida de reducciónde PC

NOTA: Sistemas internos apantallados conectados a líneas externas a través deductos apantallados no requieren de un sistema coordinado de DSP.

Probabilidad de daño PV y PW

La probabilidad de que una descarga en la línea cause daños físicos al apoyo (PV) o laprobabilidad de que cause fallas en los aparatos conectados a la misma (P W), estánrelacionadas con la corriente de falla Ia; La cual depende de las características de la línea yde las medidas de protección adoptadas.

Los valores de PV y PW se muestran en la tabla 43

Probabilidad de daño PZ

La probabilidad PZ de que una descarga que impacte cerca a la línea cause falla en losequipos eléctricos, depende de las características de la línea y de las medidas deprotección adoptadas. Los valores asociados a esta variable pueden asumirse como PDPS (ver la Tabla 44).

4.7.12 EVALUACIÓN DE LA CANTIDAD DE PÉRDIDAS (LX)

A. Pérdida inaceptable del servicio público por daños debido a efectos mecánicos y térmicosde la corriente de rayo fluyendo por la línea por impacto sobre el apoyo (LB).




Las pérdidas de servicio público relacionadas a daños físicos debido a efectos mecánicos ytérmicos de la corriente de rayo fluyendo a través de la línea, se puede estimar como:

Donde:

np : Es el número de posible usuarios afectados, usuarios no atendidos;

nt : Es el número total de usuarios;

t : Es el período en horas anuales de pérdida del servicio.

Se pueden asumir valores medios de LB, para todos los tipos de líneas cuando ladeterminación de np, nt y t es incierta o difícil de obtener. En tal caso, para suministro depotencia, LB es igual a 10-2.

B. Pérdida inaceptable del servicio público por fallas de equipos conectados debido asobretensiones por acople resistivo, por descargas sobre el apoyo (LC).

Las pérdidas de servicio público relacionado a fallas de equipos conectados debido asobretensiones por acople resistivo, se puede estimar como:

Donde:




Se pueden asumir valores medios de LC, para todos los tipos de líneas cuando ladeterminación de np, nt y t es incierta o difícil de obtener. En tal caso, para suministro depotencia, LC es igual a 10-3.

C. Pérdida inaceptable del servicio público por daños físicos debido a efectos mecánicos ytérmicos de la corriente de rayo fluyendo por la línea por impacto sobre ella misma (LV).

Las pérdidas de servicio público relacionadas a daños físicos debido a efectos mecánicos ytérmicos de la corriente de rayo fluyendo a través de la línea, se puede estimar como:

Donde:







Se pueden asumir valores medios de LV, para todos los tipos de líneas cuando ladeterminación de np, nt y t es incierta o difícil de obtener. En tal caso, para suministro depotencia, LV es igual a 10-2.

D. Pérdida inaceptable del servicio público por fallas de equipo conectado, debido asobretensiones por acople resistivo (LW)

Las pérdidas de servicio público relacionadas a las fallas de equipo conectado, debido asobretensiones por acople resistivo, se puede estimar como:

Donde:




Se pueden asumir valores medios de LW, para todos los tipos de líneas cuando ladeterminación de np, nt y t es incierta o difícil de obtener. En tal caso, para suministro depotencia, LW es igual a 10-3.

E. Pérdida inaceptable del servicio público por falla de líneas y equipos conectados causadopor sobretensiones inducidas sobre la línea por descargas cercanas a la línea (LZ)

Las pérdidas de servicio público relacionadas a la falla de líneas y equipos conectados,causado por sobretensiones inducidas sobre la línea, se puede estimar como:

Donde:




Se pueden asumir valores medios de LZ, para todos los tipos de líneas cuando ladeterminación de np, nt y t es incierta o difícil de obtener. En tal caso, para suministro depotencia, LZ es igual a 10-3




4.7.13 SISTEMA DE PROTECCIÓN EXTERNO (SPE)

4.7.13.1 Aspectos generales

La protección externa en una línea tiene como objetivo interceptar los impactos directos del rayoque se dirijan a la línea, para conducir de manera segura la corriente de rayo desde el punto deimpacto a tierra.

El sistema de protección también tiene como función dispersar dicha corriente a tierra sin causardaños térmicos o mecánicos ni arcos eléctricos que puedan dar inicio a fallas en la línea.

La protección externa se compone por tres partes fundamentales: el sistema de apantallamiento,los conductores bajantes y el sistema de puesta a tierra.

4.7.13.2 Componentes

El sistema de protección externo está compuesto por tres elementos principales:

- Sistema de captación, encargado de realizar la interceptación del impacto del rayo.

- Sistema de conductores bajantes, encargado de conducir de manera adecuada y segura la

corriente de rayo al sistema de puesta a tierra.

- Sistema de puesta a tierra, encargado de dispersar y disipar adecuadamente en el terreno

la corriente y la energía del rayo.

4.7.14 SISTEMA DE APANTALLAMIENTO

Para el diseño del apantallamiento y determinación de las zonas de protección de laslíneas se emplea el Método de la Esfera Rodante (MER), planteado en la Norma NTC 4552-3 para el diseño de las protecciones contra descargas atmosféricas en sistemas eléctricos.Éste es un método electrogeométrico que sirve para determinar la ubicación y eldimensionamiento del cable de guarda que apantallará a la línea, disminuyendo laprobabilidad de impacto de un rayo sobre los conductores de fases.




FIGURA 12. Método de la Esfera Rodante

ZONA DE PROTECCIÓN

CONTRA RAYO

RUTA DE LA

ESFERA

ESFERA RODANTE

IMAGINARIA

RADIO DE LA ESFERA

FASE PROTEGIDA

CONTRA RAYO

El método consiste en determinar gráficamente la altura mínima de ubicación del cable deguarda, trazando arcos de circunferencia (o esferas) con radio igual a la distancia deimpacto, entre las fases de las línea y el cable de guarda, de tal forma que los arcos seantangentes a la tierra y a los cables de guarda o tangentes entre cables de guarda; cualquierfase por debajo de los arcos estará protegida por él.

De acuerdo a la Norma NTC 4552-1, el radio de la esfera rodante depende del nivel deprotección contra rayo (NPR) escogido para la línea, por tanto, el posicionamiento delcable de guarda debe realizarse de tal manera que la esfera escogida por el nivel deprotección nunca toque ninguna fase, de este modo la esfera siempre estará soportadapor el cable de guarda y las fases estarán dentro de la zona de protección delimitada por laesfera.

Dada las características de los apoyos, como su altura con y sin bayoneta, respecto a los efectosdel rayo, se debe seleccionar el nivel de protección adecuado para evitar impactos directos en lasfases. Según lo establecido por la Norma NTC 4552-1, los niveles de protección (I a IV) varían de

acuerdo a los valores máximo y mínimo, de corriente de rayo, que no serán excedidos cuandoocurra una descarga eléctrica atmosférica. En consecuencia, las medidas de protección adoptadasdeben ser diseñadas según los parámetros de la corriente de rayo contra los cuales se requiere laprotección. En la tabla 32,




TABLA 34 y TABLA se resumen estos parámetros8 para cada uno de los niveles deprotección contra rayo, los cuales se deben seleccionar, de acuerdo a las dimensiones delapoyo y bayoneta, de forma tal que garanticen las zonas de protección necesarias paraevitar las salidas de la línea por fallas de apantallamiento.

La esfera representa la longitud del último paso del líder y se calcula a partir de lacorriente probabilística mínima de rayo de acuerdo a la expresión matemática que, basadaen estudios teóricos y experimentales, tiene en cuenta la zona tropical en la que se ubicaColombia, relacionando la carga, la magnitud mínima de la corriente de retorno del rayo yla distancia de impacto9:

Donde:

S : Es el radio de la esfera rodante, igual a la distancia de impacto

I min : Es la corriente pico mínima en zona tropical.

A continuación se detalla el procedimiento de cálculo para determinar el apantallamientode las líneas mediante el Método de la Esfera Rodante:

1. Dibujar el apoyo a escala, ubicando todos los conductores de fases y cables deguarda.

2. Dependiendo el nivel de protección seleccionado, determinar el radio (R) de la esferarodante de acuerdo a la figura 12.

3. Dependiendo el número de cables de guarda, trazar arcos de circunferencia, con radioigual a R, tangentes a:

La tierra y el cable de guarda, si el apoyo posee únicamente un cable de guarda.

La tierra y los cables de guarda y entre cables de guarda, si el apoyo posee doscable de guarda.

4. Determinar las zonas de protección y verificar que los conductores de fases estén pordebajo de los arcos delimitados por la esfera.

8 Los valores de los parámetros de la corriente de rayo fueron tomados de las Tablas 5, 6 y 7 de la Norma NTC 4552-1

para el nivel IV de protección contra rayo. 9 Vargas, M. “Nuevo modelo integral del canal de la descarga eléctrica atmosférica y su enlace con estructuras en tierra”Tesis Doctoral. Universidad Nacional de Colombia. Bogotá, Colombia. 2006.




4.8 CÁLCULO MECÁNICO DE CABLES

Las líneas aéreas que transportan energía eléctrica son sistemas estructurales compuestosde elementos discretos (apoyos) y elementos continuos (cables10). Éstas deben diseñarseconsiderando la seguridad del público, la duración de la infraestructura involucrada y lascondiciones ambientales de su zona de localización.

El cálculo mecánico de los elementos de una línea debe enfocarse en la descripciónadecuada de las cargas mecánicas a las que ésta estará expuesta a lo largo de su vida útil, yen la respuesta esperada del sistema estructural.

En este capítulo se indican los cálculos mecánicos de cables y apoyos a realizar en cualquierproyecto típico de redes aéreas a 13.2 o 34,5 kV que se diseñe para la COMPAÑÍAENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P.

Para los distintos elementos de las líneas, las cargas mecánicas se referirán a un sistema de

coordenadas cartesiano ortogonal a derechas (longitudinal “x”, transversal “z”, vertical “y”).

FIGURA 13. Sistema coordenado para cargas mecánicas

y

z

x

L O N G

I T U D

I N A L

TRANSVERSAL

V E R T I C A L

4.8.1 ACCIÓN DEL VIENTO

Los elementos de las líneas, en determinadas condiciones, se considerarán sometidos auna carga horizontal transversal, debida a la acción del viento.

La carga se denomina “Presión dinámica del viento” y se expresa como una fuerza porunidad de área. Viene dada por la siguiente expresión:

10 El término aplicará tanto para conductores de fase como para cables de guarda.




Siendo:

q 0 : La presión dinámica del viento (daN/m²);

μ : La densidad del aire ,igual a 1,225 kg/m³ a una temperatura ambiente de 15°C y

bajo una presión atmosférica de 101,3 kPa, a nivel del mar;

τ : El factor de corrección de la densidad del aire que depende de la temperaturaambiente y de la elevación sobre el nivel del mar (Tabla 45)

K R : El factor de corrección que tiene en cuenta la categoría del terreno (TABLA )

V R : La velocidad del viento de referencia (sostenida en 10 minutos) (m/s).

TABLA 45. Valor del Factor de Corrección

TEMPERATURA COINCIDENTE(1)

ELEVACIÓN SOBRE EL NIVEL DEL MAR

<1000 m 1000 msnm - 2000 msnm >2000 m

10 °C 0,9067 0,8033 0,7033

(1) Temperatura que coincide con la aparición del viento.

TABLA 46. Valor del Factor KR

CATEGORÍA DE TERRENO

B C

1,00 0,85

Los valores de la presión dinámica de viento para las distintas Zonas y Categorías de

terreno, considerados en el presente documento:

TABLA 47. Presión Dinámica de Viento

ZONA VIENTO V R

(m/S)TERRENO K R

Q0

(daN/m2)

< 1000 msnm 1000 msnm - 2000 msnm >2000 msnm

I Máximo 20,25B 1,00 22,77 20,18 17,66

C 0,85 16,45 14,58 12,76

II Máximo 24,30B 1,00 32,79 29,05 25,44

C 0,85 23,69 20,99 18,38

El cálculo mecánico de cables debe orientarse a lograr un balance adecuado entre la

longitud de los vanos y los esfuerzos que se transmiten a los apoyos de la línea. Para esto,se tendrán en cuenta los siguientes factores:

La geografía y meteorología del sitio de construcción de cada línea;

Las tracciones y flechas en los cables al variar las condiciones climáticas;

los efectos dañinos de las vibraciones eólicas;

el alargamiento plástico progresivo que sufren los cables, después de instalados.




4.8.2 CATENARIA

Un cable tendido entre dos apoyos adquiere la forma de una catenaria.

La catenaria se define como la curva que forma un hilo homogéneo en equilibrio al estarsuspendido entre dos puntos, totalmente flexible, con peso distribuido uniformemente alo largo de su longitud.

FIGURA 14. Curva catenaria

y

C x

En la Figura 14 se muestra la curva catenaria, la cual, se describe por la siguiente ecuación:

Con:

Donde:

y : Es la ordenada de cualquier punto del cable (m);

x : Es la abscisa de cualquier punto del cable (m);

C : Es el parámetro de la catenaria (m);

H : Es la componente horizontal de T (daN);

P : Es el peso por unidad de longitud del cable (peso unitario) (daN/m).

4.8.3 TRACCIÓN EN EL CABLE

La tracción mecánica a que se verá sometido un cable en un punto determinado de lacatenaria viene dada por la siguiente expresión:




En la fórmula anterior:

T : Es la tracción11 en el cable (daN);

H : Es la componente horizontal de T (daN);


x : Es la abscisa de un punto cualquiera del cable (m).

FIGURA 15. Tracción en el cable a medio vano

T M

H a

H

x

f

b

y

a'

La tracción en un cable, en el punto medio de un vano cualquiera de la línea, se calculará

mediante la fórmula que sigue:

Con:

Siendo:

T M : La tracción en el cable en el punto medio del vano (daN) (Figura 18);H : La componente horizontal de la tracción en el cable T (daN);

C : El parámetro de la catenaria (m);

x M : La abscisa del punto medio del vano (m);

a : La longitud del vano (m);

b : El desnivel del vano, medido en la dirección vertical (m).

3 La dirección de T es tangente a la catenaria.




4.8.4 FLECHA DEL CABLE

La flecha de un cable en el punto medio de un vano cualquiera de la línea, se calcularáutilizando la siguiente expresión:

Donde:

f : Es la flecha que toma el cable, a medio vano (m) (Figura 18);

TM : Es la tracción en el cable, en el punto medio del vano (daN);

P : Es la fuerza por unidad de longitud o peso unitario resultante del cable (daN/m);

a : Es la longitud del vano (m);

C : Es el parámetro de la catenaria (m).

4.8.5 SOBRECARGA POR VIENTO

La presión dinámica del viento tiene un efecto directo sobre el peso unitario de los cablesy por consiguiente sobre la tracción a lo largo de la catenaria. Se trata de una fuerzaactuante por unidad de longitud y está relacionada con el diámetro del cable. Se calcularápor medio de la siguiente expresión:

Siendo:PV : La sobrecarga unitaria en el cable, motivada por el viento (daN/m);

q0 : La presión dinámica del viento (daN/m²);Cxc : Es factor de arrastre para cables (igual a 1);

GC : Es factor que combina los efectos del viento. Varía con la altura sobre el nivel del

suelo y con la categoría del terreno (Figura 16)GL : Es factor que considera los efectos de la longitud del vano (Figura 17);

d : Es diámetro total del cable (mm);

El factor G C viene dado por:

; para Terrenos categoría B.

; para Terrenos categoría C.

Donde hC representa el promedio de las ordenadas de los cables en el apoyo.




FIGURA 16. Factor combinado de viento GC

El factor G L viene dado por:

Siendo a la longitud del vano.

Nota: Para vanos con una longitud hasta de 200 m, el valor de G L se asumirá como 1.

FIGURA 17. Factor de vano GL

La sobrecarga por viento afecta el peso unitario del cable, tal como se indica en la Figura18.




FIGURA 18. Peso unitario resultante de cables

P

P C

P V

ß

El peso unitario resultante viene dado por:

Además:

Donde:

P : Es el peso unitario resultante en el cable (daN/m);

P C : Es el peso unitario propio del cable (daN/m);

P V : Es la sobrecarga unitaria en el cable, motivada por el viento (daN/m);

β : Es el ángulo que forman el plano vertical, que contiene al cable en reposo,con el plano que contiene al cable bajo la acción del viento (°).

En las Tablas 48, 49, 50 Y 51 se muestran los valores del peso unitario resultante en losdistintos cables y para las velocidades de viento considerados en el presente documento.

TABLA 48. Peso Unitario Resultante para el cable ACSR 266,8 Kcmil (Partridge)

ZONA TERRENO GC

< 1000 msnm 1000 msnm - 2000 msnm > 2000 msnm

P V P Β P V P Β P V P Β

(daN/m) (daN/m) (°) (daN/m) (daN/m) (°) (daN/m) (daN/m) (°)

IB 1,8847 0,700 0,881 52,6 0,620 0,819 49,2 0,543 0,762 45,4

C 2,1136 0,567 0,780 46,6 0,503 0,734 43,2 0,440 0,693 39,4

IIB 1,8847 1,008 1,141 62,0 0,893 1,041 59,0 0,782 0,948 55,6

C 2,1136 0,817 0,976 56,7 0,723 0,900 53,5 0,633 0,830 49,8




TABLA 52. Condiciones De Carga

CONDICIÓNZONA I ZONA II

TEMPERATURA VIENTO(1)

TEMPERATURA VIENTO(1)

CREEP(2)

Carga máxima 10 °C Máximo 10 °C Máximo No

Flecha mínima 5 °C Ninguno 0 °C Ninguno No

Tracción diaria 20 °C Ninguno 15 °C Ninguno No

Flecha máxima 50 °C Ninguno 50 °C Ninguno Si

Flecha máxima excepcional 65 °C Ninguno 65 °C Ninguno Si

(1) Corresponde al peso unitario resultante en cada cable según las tablas 48, 49 y 50.

(2) “No”, corresponde al cable recién instalado; “Si”, corresponde a un cable que ya ha desarrollado un estiramientopermanente por causa de la fluencia metalúrgica lenta (Creep). Este estiramiento se simula por un incremento enla temperatura del cable según valores estipulados.

Para determinar la máxima tracción en los cables se compararán dos condicionesclimáticas de gran exigencia mecánica:

Carga máxima.

Flecha mínima.

Para calcular la mínima flecha esperada en el cable y verificar que no existanarrancamientos en los apoyos por efectos del tiro vertical resultante hacia arriba (efecto“Up-lift”), se calculará la tracción en el cable a temperatura mínima y sin viento.

En la condición de Tracción diaria se verificará que no se supere la tracción máximaestablecida para mitigar la fatiga de los cables por causa de las vibraciones de origeneólico.

En la condición de Flecha máxima se verificará que no existan acercamientos peligrosos, amedio vano, entre conductores de fase adyacentes cuyos puntos de sujeción seencuentren contenidos en un mismo plano horizontal. En esta condición, la flecha delconductor se evaluará teniendo en cuenta la elongación permanente debida a la fluencialenta (efecto Creep).

Para verificar que se cumplan las distancias mínimas de seguridad al suelo, se utilizará laflecha de conductor de fases, calculada en la Hipótesis de Temperatura máximaexcepcional, teniendo en cuenta la elongación permanente debida a la fluencia lenta(efecto Creep).

4.8.7 LÍMITES DE TRACCIÓN

Limitar la tracción a la que están sometidos los cables de una línea, busca evitar fatigas ydaños que pongan en riesgo la continuidad del servicio, así como conservar la estabilidadmecánica de los elementos de soporte.




Los límites de tracción, que se establecen para extender la vida útil de los cables, evitar losefectos nocivos de las vibraciones eólicas y controlar las cargas longitudinales a transmitira los apoyos, son los que se indican a continuación:

TABLA 53. Límites de Tracción en el cable ACSR 266,8 MCM (Partridge)

CONDICIÓN

SIN AMORTIGUADORES CON AMORTIGUADORES

TERRENOVANO MÁXIMO

TERRENO VANO MÁXIMO(1)

B C B C

Carga máxima21,5 %

Cualquiera35,0 % 502

mFlecha mínima

Tracción diaria 12,0 % 13,0 % 22,0 % 22,5 %

(1) Requiere la utilización de amortiguadores tipo Stock bridges convencionales. Vanos de longitudes

superiores exigen dispositivos anti vibratorios especiales.

TABLA 54 Límites de Tracción en el cable ACSR 4/0 AWG (Penguin)

CONDICIÓN


TERRENO VANO MÁXIMO TERRENO VANO MÁXIMO(1)

B C B C

Carga máxima29,5 %

Cualquiera35,0 %

453 mFlecha mínima

Tracción diaria 12,5 % 14,0 % 23,5 % 24,0 %



TABLA 55 Límites de Tracción en el cable ACSR 1/0 AWG (Raven)

CONDICIÓN



B C B C

Carga máxima

33,0 % Cualquiera 35,0 % 320 mFlecha mínima

Tracción diaria 12,0 % 13,0 % 22,5 % 23,0 %






TABLA 56. Límites de Tracción en el cable ALUMOWELD 7#10 AWG

CONDICIÓN



B C B C

Carga máxima24,5 %

Cualquiera

35,0 %

597 mFlecha mínimaTracción diaria 6,0 % 6,5 % 11,0 % 11,5 %


superiores exigen dispositivos anti v ibratorios especiales.

4.8.8 VANO IDEAL DE REGULACIÓN

El comportamiento de la componente horizontal de la tracción de un cable en un tramo 12 de la línea (o sección de tendido), se asemejará al comportamiento del mismo cable en unúnico vano tipo (ficticio) llamado Vano ideal de regulación13.

Las longitudes de los distintos vanos ideales de regulación de la línea se determinaránmediante la siguiente expresión:

Con:

Y:

Donde:ar : Es la longitud del vano ideal de regulación (m);

k : Es el factor de Truxá;

á i : Es la longitud del vano real i (m);

ai : Es la longitud del vano individual i (m);

bi : Es el desnivel del vano i, medido en la dirección vertical (m).

4.8.9 ECUACIÓN DE CAMBIO DE CONDICIONES

La ecuación del cambio de condiciones permite calcular la tracción a la que estarásometido un cable en determinadas condiciones climáticas de carga, partiendo de unatracción hallada previamente para las condiciones de partida.

12 Conjunto de vanos comprendidos entre dos apoyos en retención.13

También denominado Vano regulador o Vano equivalente.




Las condiciones de partida se determinarán teniendo en cuenta conjuntamente los límitesen la tracción de los cables, definidos de forma que la situación inicial es la que establezcalas condiciones más desfavorables.

La siguiente, es la Ecuación de cambio de condiciones:

Con:

Y

En las expresiones anteriores:

H2 : Es la componente horizontal de la tracción en el cable en las condiciones finales

(daN).H1 : Es la componente horizontal de la tracción en el cable en las condiciones iníciales

(daN).α : Es el coeficiente de dilatación del cable (°C-1). 2 : Es la temperatura del cable en las condiciones finales (°C).

1 : Es la temperatura del cable en las condiciones iníciales (°C).

S T : Es el área de la sección transversal total del cable (mm2).

E : Es el módulo de elasticidad del cable (daN/mm2).

ar : Es la longitud del vano ideal de regulación (m).

P 1 : Es el peso unitario resultante del cable en las condiciones iníciales (daN/m).

P 2 : Es el peso unitario resultante del cable en las condiciones finales (daN/m).

La resolución de la ecuación de del cambio de condiciones se hará por medio de lossiguientes pasos:

Se calculan los siguientes valores intermedios:




Luego, si Q 3 + R2> 0

Si no, entonces:

4.8.10 EFECTO CREEP

En una línea, la longitud del conductor14 se incrementará inelásticamente por el efecto delas sobrecargas breves y por la fluencia lenta (Efecto Creep). Las sobrecargas breves sonproducidas por los vientos máximos esperados durante la vida útil de la línea o portracciones derivadas de bajas temperaturas.

El Creep se debe básicamente a dos causas:

Asentamiento de los alambres del conductor, el cual se presenta en los primeroscientos de horas de después de haberlo tendido;

Fatiga pura en los alambres del conductor, causada por la tracción mecánica.

El conductor entonces experimentará un aumento en su longitud y por ende en el valor dela flecha.

El estiramiento inelástico por efecto Creep viene dado por la siguiente expresión15:

Donde:

εcreep : Es la elongación permanente por efecto Creep (mm/mm);H : Es la componente horizontal de la tracción en el conductor, a temperatura media,

expresada como porcentaje de la carga de rotura;t : Es el tiempo para el cual se calcula la elongación (horas).

14 Aplicable también a cierto tipo de cables de guarda.

15 Fórmula desarrollada por Harvey en 1969; aplica solamente para conductores ACSR cuya fabricación ha sido porextrusión o trefilado.




Esta elongación se simula, usualmente, a través de una corrección en temperatura, la cual,viene dada por la siguiente expresión Esta elongación se simula, usualmente, a través deuna corrección en temperatura, la cual, viene dada por la siguiente expresión:

En la fórmula anterior:θ corrección : Es la temperatura de corrección (°C);

εcreep10 : Es la elongación por efecto Creep, calculada para 10 años (mm/mm);

α : Es el coeficiente de dilatación del conductor (1/°C).

θ 0 : Es la temperatura de corrección equivalente para la elongación debido a

los esfuerzos a que es sometido el conductor antes de su regulación definitiva; esto es

aproximadamente 10°C.

La corrección se hace por medio de la siguiente expresión:

Donde:: Es la temperatura del conductor, corregida por Creep (°C);

: Es la temperatura del conductor (°C);: Es la temperatura de corrección (°C).

A continuación, se indican los incrementos de temperatura que se utilizarán para simularel efecto Creep en los cables considerados en el presente documento:

TABLA 57. Incremento De Temperatura Para Simular El Efecto Creep

CABLESIN

AMORTIGUADORES

CON

AMORTIGUADORES

ACSR 266,8 kcmil (Partridge)

4 °C 18 °CACSR 4/0 AWG (Penguin)

ACSR 1/0 AWG (Raven)

ALUMOWELD 7#10 AWG

4.8.11 PLANTILLADO DE CABLES

El objeto principal del proceso de plantillado de cables es la distribución económica deapoyos a lo largo del perfil topográfico de la línea. Para lograrlo debe tenerse en cuenta losiguiente:

Mantener las distancias de seguridad del conductor más bajo al terreno;




Eliminar la ocurrencia de esfuerzos de levantamiento de los apoyos;

Evitar el balanceo excesivo de las cadenas de suspensión.

La plantilla de localización de apoyos consiste en cuatro curvas para el conductor:

Curva a temperatura mínima

Curva a temperatura máxima

Curva de distancia al suelo

Curva de localización de apoyos

Para el cable de guarda es suficiente la curva a temperatura mínima.

Las curvas adoptan la forma de la catenaria, sin tener en cuenta el efecto del viento, ydeterminan conjuntamente la altura y ubicación necesarias de los apoyos en cada punto

del perfil topográfico de la línea.

La curva a temperatura mínima se determinará en la hipótesis de temperatura mínima delconductor y se empleará para verificar si existen esfuerzos ascendentes que puedancausar levantamiento en los apoyos. Esta curva viene dada por la siguiente expresión:

Siendo:

y θ mín : Es la ordenada del conductor, a temperatura mínima (m);

x : Es la abscisa del conductor (m);

C mín : Es el parámetro de la catenaria en la hipótesis de temperatura mínima (m);

ar : Es La longitud del vano regulador (m).

La curva a temperatura máxima16 se determinará en la hipótesis de temperatura máximaexcepcional del conductor y se empleará para localizar en el perfil la posición más baja delos conductores y verificar que se cumplan las distancias de seguridad mínimas al suelo y aotros circuitos. Esta curva viene dada por la siguiente expresión:

Donde:

16 El valor de esta temperatura deberá incluir la corrección por efecto Creep.




y máx : Es la ordenada del conductor, a temperatura máxima (m);

x : Es la abscisa del conductor (m);

C máx : Es el parámetro de la catenaria en la hipótesis de temperatura máxima (m);

ar : Es la longitud del vano regulador (m).

Desplazando verticalmente hacia abajo esta curva, se obtienen la curva de distancia alsuelo y la curva de localización de apoyos. La primera, viene dada por:

Siendo:y suelo : Es la ordenada del conductor en la curva de localización(m);


D seg : Es la distancia de seguridad mínima admisible al terreno (m).

La curva de localización del apoyo (o de pie del apoyo), viene dada por:

Donde:

y pie : Es la ordenada del conductor en la curva de pie del apoyo (m);


hbajo : Es la altura de amarre del conductor más bajo (m).

Las curvas se dibujarán con las mismas escalas empleadas en el perfil longitudinal de la

línea:

1:2000 para la escala horizontal

1:500 para la escala vertical

Se pueden dibujar en un software de dibujo tipo CAD (Computer-AidedDesign), para luegoposicionar la plantilla obtenida en el perfil de la línea, desplazándola de izquierda aderecha, manteniendo la verticalidad haciendo que la curva de distancia al suelo seatangente al terreno.

Al localizar los apoyos en el perfil de la línea, deberán tenerse en cuenta los puntos

obligados de tránsito (POT) así como los de deflexión.

En algunos casos puede ser necesario determinar por aproximaciones sucesivas, la altura ylocalización de los apoyos y mayores distancias al conductor más bajo. Al proceder así,deberá tenerse cuidado en no incrementar el tipo de estructuras diferentes en la líneabajo diseño.




Para establecer la altura y ubicación de apoyos con altura distinta de la básica, la posiciónde la plantilla se ajusta para obtener la distancia adecuada al conductor más bajo. Ladistancia al suelo de la curva de localización de apoyos, determina la longitud en que debeaumentarse la altura del apoyo.

Cuando se trabaja con vanos inclinados (que presentan desnivel) se debe verificar con laplantilla, que el punto más bajo no se sitúe más allá del apoyo inferior, ya que si esto sepresenta, es posible que el conductor en la parte superior del vano ejerza un esfuerzohacia arriba en este apoyo, para evitar esta condición, se requiere emplear un vano máslargo entre apoyos localizados a cada lado de la depresión, cuidándose de no superar losesfuerzos permisibles en el conductor y en los elementos de soporte.

Por otro lado, si la curva para temperatura mínima se sitúa por encima del apoyointermedio se presentan esfuerzos de levantamiento en este apoyo. Si por el contrario,esta curva se sitúa por debajo del punto de amarre del conductor en el apoyo intermedio,no habrá esfuerzos de levantamiento, pero existe la posibilidad de ocurrencia debalanceos excesivos de las cadenas de suspensión.

El procedimiento descrito anteriormente, puede realizarse por medio de un software parala localización automática y óptima17 de apoyos de líneas eléctricas, que goce dereconocimiento internacional.

FIGURA 19. Plantilla de localización de apoyos (Curvas de plantillado)

PARABOLA MÍNIMA

DISTANCIA MÍNIMA AL TERRENO

PIE DE APOYOS

LONGITUDES DE

VANO EN METROS

Y

X

100 200 300 400100200300400

F L E C H A S M Á X I M A S

V E R T I C A L E S E N M E T R O S

ESCALAS

HORIZONTAL ........1:2000

VERTICAL .........1:500

PARAMETRO .......... h

17 Técnica y económicamente.




FIGURA 20. Aplicación de las curvas de plantillado

X

Y

B

A

0

X A XB

Curva a temperatura máxima

Curva de distancia al suelo

Curva de localización de apoyos

FIGURA 21. Aplicación de las curva de temperatura mínima

A

C

B

Curva a temperatura mínima

A

B

C




4.8.12 TABLA DE CÁLCULO MECÁNICO

La tabla de cálculo mecánico del cable18 indica las tracciones y las flechas que éstepresentaría en cada una de las condiciones de carga, así como la máxima tracción esperaday los parámetros de la catenaria a temperatura máxima y a temperatura mínima. Éstosúltimos, necesarios para elaborar las curvas de plantillado.

Esta tabla es útil en el proceso de cálculo mecánico de apoyos pues indica las tracciones quese espera que los cables transmitan a las crucetas y, consecuentemente, a los apoyos.

Se elaborará una tabla de cálculo mecánico para cada uno de los distintos cables que seproyecten en la línea a diseñarse, esta tabla contendrá las tracciones y flechas para cadavano ideal de regulación que se utilice en la línea.

La componente horizontal de la tracción de cada tramo de tendido, se calculará mediante laecuación de cambio de condiciones, para el vano ideal de regulación correspondiente.Las flechas de cada vano ideal de regulación se determinarán por medio de la siguiente

expresión:

Siendo:

f : la flecha del conductor para el vano regulador del tramo de tendido (m);H : la componente horizontal de la tensión del conductor (daN);C : el parámetro de la catenaria (m);

ar : la longitud del vano regulador (m).

En el Anexo C Tablas de Calculo Mecánico de Conductores Red 34,5 kV , se presentan lastracciones y las flechas para los conductores normalizados en cada una de las condicionesde carga, para las zonas y áreas establecidas.

4.8.13 TABLA DE TENDIDO

La tabla de tendido indica las tracciones con las que deberán ser instalados los cables19, enfunción de la temperatura ambiente y sin considerar la acción del viento.

Esta tabla se utiliza en campo durante el proceso de instalación de los cables, ya que latracción de tendido se calcula, en principio, a temperatura promedio, y como en obra nonecesariamente se tiene dicha temperatura, se debe entonces calcular las tracciones yflechas para las otras temperaturas.

18Término que aplica tanto para conductores de fase como para el cable de guarda19

Término que aplica tanto para conductores de fase como para el cable de guarda




Se deberá elaborar una tabla de tendido, en la que se incluyan las tracciones y las flechaspara cada vano ideal de regulación que se utilice en la línea.

Los cálculos se harán para un rango de temperaturas de 5 °C a 35 °C, con pasos oincrementos de 5 °C.

La componente horizontal de la tracción de cada tramo se calculará mediante la ecuaciónde cambio de condiciones, para el vano ideal de regulación correspondiente.

En el Anexo D Tablas de Tendido de Conductores Red 34,5 kV , se presentan las traccionescon las que deberán ser instalados los cables en función de la temperatura ambiente.

4.8.14 TABLAS DE REGULACIÓN

Las tablas de regulación también indican las tracciones y las flechas con las que deberánser instalados los cables, en función de la temperatura ambiente y sin considerar la accióndel viento.

A diferencia de la tabla de tendido, la cual está concebida para vanos ideales deregulación, en las tablas de regulación, se tiene en cuenta el desnivel existente entre losapoyos que conforman cada vano individual del tramo de tendido.

Para cada tramo de la línea se elaborará una tabla de regulación, en un rango detemperaturas de 5° a 35°, con incrementos de 5°C, calculando las tracciones y flechascorrespondientes.

La componente horizontal de la tracción de cada tramo se calculará mediante la ecuaciónde cambio de condiciones, para el vano ideal de regulación correspondiente.

Las flechas de cada vano del tramo se determinarán mediante la siguiente expresión:

Con:

y:

Siendo: f i : Es la flecha de instalación del conductor para el vano i del tramo (m);

T Mi : Es la tracción en el conductor en el punto medio del vano i (daN)

P : Es el peso unitario resultante del conductor (daN/m);





ai : Es la longitud del vano individual i (m).

X Mi : Es la abscisa del punto medio del vano individual i (m);

H : Es la componente horizontal de la tracción en el conductor T (daN);

bi : Es el desnivel del vano individual i , medido en la dirección vertical (m).

4.8.15 LOCALIZACIÓN DE AMORTIGUADORES

La determinación de la cantidad y localización de los amortiguadores de vibración tipoStock bridge se basa en el estudio realizado por Liberman y Krukov (CIGRÉ Bulletin 2304),donde se establece que la intensidad de la vibración depende directamente de laconfiguración del terreno sobre el cual se encuentra la línea, presentándose los mayoresdaños en aquellas líneas que atraviesan regiones planas y abiertas.

El criterio para la distribución y localización de los amortiguadores es el que se indica acontinuación:

TABLA 58. Cantidad De Amortiguadores Tipo Stock bridge Convencionales

PROTECCIÓN DEL CABLE RECOMENDADA PARA EL ESFUERZO MEDIO DE TRABAJO

ESFUERZO MEDIO DEL CABLE(1)

SUPERIOR A ENTRE INFERIOR A

Conductor ACSR (5 daN/mm2)

(4 daN/mm2 – 5

daN/mm2)

(4 daN/mm2)

Cable de guarda (22 daN/mm2)

(18 daN/mm2 – 22

daN/mm2)

(18 daN/mm2)

Condiciones del

terreno donde se

encuentra la línea

Vano

Cantidad de amortiguadores por vano(m)

En cualquier terreno 500 - 1000 4 4 4

Terreno abierto, planoo levemente ondulado

150 - 500 2 1 No requiere75 - 150 1 1

Terrenos accidentados

con pocos árboles o

arbustos

100 - 500 1 No requiere de amortiguadores

Áreas de bosques cuya

altura sobrepasa los

puntos de suspensión

de los conductores Independiente

del vanoNo requiere de amortiguadores

Línea que va a lo largo

de un valle, en

montañas o en elfondo del valle

El esfuerzo medio del conductor, viene dado por la siguiente expresión:

σm≥ (H/A)

Siendo:




σm: Esfuerzo medio en el cable (daN/mm2);

H: Componente horizontal de la tracción en el cable, en la hipótesis de tracción

media (daN);

A: Área de la sección transversal del cable (mm2).

La separación de cada amortiguador, respecto al punto de fijación del conductor, se

calculará así:

Siendo:E : Es la distancia entre el punto de fijación del cable y el primer amortiguador (m);

E’ : Es la distancia entre el punto de fijación del cable y el segundo amortiguador (m);

d : Es el diámetro total del conductor (mm);H : Es la componente horizontal de la tracción en el cable, en la condición de tracción

diaria (daN);P c el peso propio unitario del cable (daN/m).

FIGURA 22. Localización de amortiguadores tipo Stock bridge convencionales

TABLA 59. Localización De Amortiguadores Tipo Stock bridge Convencionales

CONDICIÓNAMORTIGUADOR

PRIMER SEGUNDO

ACSR 266,8 kcmil (Partridge) 0,95 1,65

ACSR 4/0 AWG (Penguin) 0,85 -

ACSR 1/0 AWG (Raven) 0,60 -

ALUMOWELD 7#8 AWG 0,45 -

Nota: En la tabla anterior se indican distancias de cada amortiguador desde el punto de sujeción del conductor en el aislador.

Tales distancias han sido calculadas con base en los límites de tracción en el cable establecidos en las tablas 53, 54 , 55 Y 56.




4.9 CÁLCULO MECÁNICO DE APOYOS

El cálculo mecánico de los apoyos tiene por objeto proyectar estructuras que resistanadecuadamente las cargas mecánicas que hayan de soportar. Para esto, se tendrán encuenta los siguientes factores:

Las cargas debidas a la acción del viento sobre los cables, elementos de soporte y el apoyo;

Las tracciones que se producen en los cables al variar las condiciones climáticas;

La función mecánica de cada tipo de apoyo dentro de la línea;

La capacidad mecánica a flexión y a compresión de los postes considerados en el presentedocumento.

Este cálculo incluirá para cada condición de carga, la fuerza individual que cada conductorde fase transmite a la cruceta y que el cable de guarda transmite a la bayoneta y la

solicitación mecánica equivalente de todos ellos sobre el apoyo.

4.9.1 CLASIFICACIÓN

Atendiendo al tipo de cadena de aislamiento y a su función en la línea, los apoyos seclasifican en:

a. Apoyos corridos: Apoyos con cadenas de aislamiento de suspensión o con aisladoresrígidos tipo line post.

b. Apoyos en retención: Apoyos con cadenas de aislamiento de retención, destinados aestablecer tramos de tendido de la línea. Estos apoyos a su vez se clasifican así:

1. Retención Normal: Se proyectan para resistir desequilibrios de tracciones debidos atramos de tendido adyacentes desiguales.

2. Retención Colapso: Se proyectan para proporcionar un punto firme en la línea ylimitar la propagación de fallas por cargas longitudinales excepcionales.

c. Apoyos terminales: Apoyos con cadenas de aislamiento de retención. Son los apoyosprimero y último de la línea, destinados a soportar, en sentido longitudinal, lasfuerzas de todos los conductores.

Atendiendo a su posición relativa respecto al trazado de la línea, los apoyos se clasifican en:




a. Apoyos en alineación: Apoyo corrido o en retención a proyectarse en un tramorectilíneo de la línea.

b. Apoyos en ángulo: Apoyos corrido o en retención a proyectarse en un punto donde lalínea cambia de dirección (ángulo de deflexión).

Como buena práctica de diseño se recomienda que los apoyos en retención fuerte no seubiquen en cambios de dirección de la línea para que además de su función natural no esténconminados a resistir cargas transversales debido al ángulo de deflexión de la línea. Estosapoyos deber localizarse cada 3 km como máximo.

4.9.2 VANOS CARACTERÍSTICOS

4.9.2.1 Vano viento

El vano viento es la longitud de vano horizontal a considerar para el cálculo de la fuerza transversalque, debido a la acción del viento sobre los cables, éstos transmiten al apoyo. Esta longitud quedadeterminada por la semisuma de los vanos contiguos al apoyo, así:

En la expresión anterior:

aV : Es a Longitud del Vano viento (m);

a1 : Es la longitud del vano anterior al apoyo, medido en la dirección de la línea (m);

a2 : Es la longitud del vano posterior al apoyo, medido en la dirección de la línea (m).

FIGURA 23. Vano viento

aV

a 2

X

y

a1




4.9.2.2 Vano peso

El vano peso es la longitud de vano horizontal a considerar para el cálculo de la fuerza vertical que,debida a la componente vertical del peso resultante de los cables, se transmite al apoyo. Estalongitud (ag) viene determinada por la distancia horizontal que existe entre los vértices de lascatenarias de los vanos contiguos al apoyo (ag1 y ag2), así:

Siendo:a g : Es la Longitud del vano peso (m);

a g1 : Es la longitud del semivano peso, anterior al apoyo, medido en dirección de la línea (m);

a g2 : Es la longitud del semivano peso, posterior al apoyo medido en dirección de la línea (m).

FIGURA 24. Vano peso

a1

a g1

a g

a 2

a g 2

X

y

b1 b 2

(x i , y i )

(x i-1 , y i-1 ) (x i+1 , y i+1 )

El vértice de la catenaria modifica su situación con respecto a cada apoyo en función de lacomponente horizontal de la tracción en la catenaria.

Para cada una de las condiciones de carga en los apoyos, se debe determinar el valor del vanopeso. Se debe prestar especial atención al valor del vano peso en la condición de flecha mínima delos cables; esto con el objeto de verificar que no se presenten fuerzas verticales ascendentes quepuedan ocasionar arrancamientos en los apoyos o ahorcamientos de las cadenas de suspensión (silas hay).

En los apoyos provistos con cadenas de amarre se debe tener presente la diferencia del parámetro

de la catenaria en cada semivano peso (desequilibrio de tracciones debido a vanos reguladoresadyacentes desiguales).

El valor de los semivanos pesos se calculará por medio de las expresiones que siguen:




En las fórmulas anteriores:

a g : Es la longitud del vano peso (m);

a g1 : Es la longitud del semivano peso anterior al apoyo (m);

a g2 : Es la longitud del semivano peso posterior al apoyo (m);

a1 : Es la longitud del vano anterior (m);

a2 : Es la longitud del vano posterior (m);b1 : Es la diferencia de alturas entre el apoyo considerado y el apoyo anterior (m);

b2 : Es la diferencia de alturas entre el apoyo considerado y el apoyo posterior (m);

C 1 : Es el parámetro de la catenaria en el vano anterior al apoyo (m);

C 2 : Es el parámetro de la catenaria en el vano posterior al apoyo (m).

El criterio de signos para b1 y b2 es el que sigue:

b1> 0 si y i –y i-1> 0

b1< 0 si y i –y i-1< 0

b2> 0 si y i+1 –y i > 0b2< 0 si y i+1 –y i < 0

4.9.3 ESFUERZO VERTICAL PARA POSTES DE CONCRETO

La máxima capacidad vertical que resisten los postes de concreto autosoportado, en unpunto determinado, viene dada por la siguiente expresión:

Con:




Siendo:PU : Capacidad vertical del poste a una altura y del suelo (daN)Ep : Módulo de elasticidad del concreto (daN/m²)y : Ordenada del punto en el apoyo donde se está ejerciendo la carga vertical (m)Ie : Momento de inercia del poste a nivel de empotramiento (m⁴)Iy : Momento de inercia del poste a la altura y m⁴)deo : Diámetro exterior del poste a nivel del empotramiento (m)dei : Diámetro interior del poste a nivel del empotramiento (m)dyo : Diámetro exterior del poste a la altura y (m)dyi : Diámetro interior del poste a la altura y (m)

En el caso de postes que utilicen retenidas, la Capacidad vertical última corresponde a 3PU,de acuerdo con lo establecido en el apartado A3 del estándar CAN/CSA A1400 (VerticalLoad Capacity of Tapered, SpunPoles, when Laterally Restrained at the Load Point).

4.9.4 FUERZAS VERTICALES

Las fuerzas verticales son las cargas permanentes debidas al peso propio de los cables,aisladores y herrajes en las condiciones normal20, y las cargas debido a las operaciones deconstrucción y montaje.Para conocer la fuerza vertical total que se transfiere a la cruceta, y consecuentemente alapoyo, se sumará la carga vertical producida por los cables a la carga vertical transmitidapor los elementos de soporte (aislamiento y herrajes).

4.9.4.1 Fuerza vertical debida al peso de los cables

La fuerza vertical (V) que cada cable transmite a su punto de sujeción, y en consecuencia, al apoyose calcula por medio de la siguiente expresión:

En caso de conductores diferentes a ambos lados del apoyo:

Donde:

20Producidas por eventos climáticos.




V : Es la fuerza vertical que el cable transmite a su punto de sujeción (daN);ag1 : Es el semivano peso anterior al apoyo (m);ag2 : Es el semivano peso posterior al apoyo (m);C 1 : Es el parámetro de la catenaria en el vano anterior al apoyo (m);C 2 : Es el parámetro de la catenaria en el vano posterior al apoyo (m).Pc : Es el peso unitario propio del cable (daN/m).

Pc1, Pc2 : Son los pesos unitarios propios del conductor anterior y posterior al apoyorespectivamente (daN/m).

Los valores de C 1 y C 2, se obtendrán de la hipótesis del cable que corresponda al régimen de cargaa evaluar en el apoyo.

4.9.5 FUERZAS TRANSVERSALES

Las fuerzas transversales, aquellas debidas al viento y las producidas por la resultante detracciones, se considerarán actuando en sentido horizontal transversal, en la dirección de

la bisectriz del ángulo que forman los vanos adyacentes al apoyo.

4.9.5.1 Fuerza transversal por viento sobre el cable

La fuerza transversal debida a la acción del viento sobre cada cable se determinarámediante la siguiente expresión:

Donde:

T VC : Es la fuerza transversal por viento sobre el cable (daN);

PV : Es la sobrecarga unitaria en el cable, motivada por el viento (daN/m);aV : Es la longitud del vano viento (m);θ : Es el ángulo de deflexión de la línea (°).

FIGURA 25. Fuerza transversal debida a la acción del viento sobre cables




4.9.5.2 Fuerza transversal por viento sobre el aislador

La fuerza por viento que actúa sobre cada aislador y que se transmite al apoyo está dada por:

Siendo:

T VA : Es la fuerza transversal por viento sobre el aislador (o cadena de suspensión) (daN);q0 : Es la presión dinámica del viento (daN/m2);C XA : Es el factor de arrastre para aisladores (igual a 1,20);G A : Es el factor que combina los efectos del viento. Varía con la altura sobre el nivel del suelo

y con la categoría del terreno (Figura 28).S A : Es el área frontal efectiva del aislador (o cadena de suspensión) (m2).

El factor G A viene dado por:



Donde h A representa la altura sobre el nivel del suelo, del centroide del aislador.

FIGURA 26. Factor combinado de viento G A

A continuación se tabulan los valores de la fuerza transversal por viento sobre las unidades deaisladores (normalizados) y para las velocidades de viento considerados en el presentedocumento:




TABLA 60. Fuerza Transversal Por Viento Sobre El Aislador Normalizado

ZONA TERRENOG A

F VA

(daN)

< 1 000 msnm 1 000 msnm – 2 000 msnm > 2 000 msnm

ANSI 57-2 DS-35 ANSI 57-2 DS-35 ANSI 57-2 DS-35 ANSI 57-2 DS-35

IB 1,9727 1,9549 3,39 2,84 3,00 2,52 2,63 2,21

C 2,5929 2,5733 3,22 2,70 2,85 2,40 2,50 2,10

IIB 1,9727 1,9549 4,88 4,09 4,32 3,63 3,79 3,18

C 2,5929 2,5733 4,63 3,89 4,11 3,45 3,60 3,02

Nota: El factor G A se ha calculado con base en una altura del centroide de 11,59 m para el aislador tipo line post ANSI 57-2 y de

10,82 m para la cadena de suspensión DS-35.

4.9.5.3 Fuerza transversal por viento sobre el poste

El efecto de la fuerza de viento sobre el poste se determinará en la dirección horizontaltransversal, aplicada en el centroide de la parte expuesta del mismo. Viene dada por la siguienteexpresión:

Donde:

T VP : Es la fuerza transversal por viento sobre el poste (daN);q0 : Es la presión dinámica del viento (daN/m2);

C XP : Es el factor de arrastre para postes de sección circular;GP : Es el factor que combina los efectos del viento. Varía con la altura sobre el nivel del suelo(del centroide del poste expuesto) y con la categoría del terreno.(Figura 27);Sp : Es el área frontal efectiva del poste (m2).

El factor GP viene dado por:



Donde hP representa la altura sobre el nivel del suelo, del centroide de la parte del poste queestaría expuesta al viento.




FIGURA 27. Factor combinado de viento GP

En el caso de postes de concreto, del tipo tronco-cónicos, aplica la siguiente formulación:

C XP = 1,2 cuando

C XP= 0,75 cuando

C XP = cuando

Con:

Siendo:Re : Es el número de Reynolds;d CP : Es el diámetro exterior del poste en la cima (m);d BP : Es el diámetro exterior del poste en la base (m)cP : Es el factor de conicidad exterior del poste (usualmente 1,5 cm/m ) (cm/m);LEP : Es la longitud de empotramiento del poste (m);d EP : Es el diámetro exterior del poste, al nivel del empotramiento (m);K R : Es el factor de corrección que tiene en cuenta la categoría del terrenoV R : Es la velocidad del viento de referencia (sostenida en 10 minutos) (m/s)




v l: Es a viscosidad cinemática del aire, igual a 1,45 x 10-5 m2/s;hCP : Es la altura (desde el nivel del suelo) del centroide del poste (m);hLP : Es la altura libre del poste (m);α : Es el factor de longitud de la rugosidad

Para postes directamente enterrados, el valor de LEP se calcula por medio de la fórmula que sigue:

Donde L es la longitud total del poste. Cuando los postes requieren de cimentación, entonces sehace necesario obtener el valor de LEP a partir de las dimensiones de la misma.

A continuación se tabulan los valores de la fuerza transversal por viento sobre los postes(normalizados) y para las velocidades de viento considerados en el presente documento:

TABLA 61. Fuerza Transversal por viento sobre Postes de Concreto

TIPO DE

POSTE

GP F VP A VIENTO MÁXIMO (daN)< 1 000 msnm

F VP A VIENTO MÁXIMO (daN)1 000 - 2000 msnm

F VP A VIENTO MÁXIMO (daN> 2 000 msnm

TERRENOZONA ZONA ZONA

I II I II I II

B CTERRENO TERRENO TERRENO TERRENO TERRENO TERRENO

B C B C B C B C B C B C

11/510 1,79 2,39 95,51 92,19 135,47 132,77 84,64 81,71 120,02 117,64 74,07 71,51 105,10 103

11/750 1,79 2,39 95,51 92,19 135,47 132,77 84,64 81,71 120,02 117,64 74,07 71,51 105,10 103

12/510 1,80 2,40 108,69 104,81 147,62 150,94 96,32 92,90 130,78 133,74 84,29 81,30 114,53 117

12/750 1,80 2,40 108,69 104,81 147,62 150,94 96,32 92,90 130,78 133,74 84,29 81,30 114,53 117

12/1050 1,80 2,41 122,74 129,19 144,22 175,00 108,78 114,50 127,77 155,05 95,20 100,21 111,89 135

12/1350 1,80 2,41 122,56 134,06 142,73 174,87 108,62 118,82 126,45 154,94 95,06 103,99 110,74 135

14/750 1,82 2,43 142,57 143,68 169,06 201,16 126,35 127,34 149,78 178,23 110,58 111,45 131,17 156

14/1050 1,82 2,43 141,95 161,06 163,77 200,50 125,80 142,75 145,09 177,65 110,09 124,93 127,06 155

14/1350 1,82 2,43 141,33 166,81 161,42 199,72 125,25 147,85 143,01 176,95 109,61 129,39 125,24 154




TABLA 62. Fuerza Transversal por viento sobre Postes de Poliéster Reforzado

TIPO DE

POSTE

GP F VP A VIENTO MÁXIMO (daN)

< 1 000 msnm

F VP A VIENTO MÁXIMO (daN))

1 000 – 2 000 msnm

F VP A VIENTO MÁXIMO (daN

> 2 000 msnm


I II I II I II



11/510 1,79 2,39 101,76 98,25 135,96 141,49 90,19 87,08 120,45 125,36 78,93 76,21 105,48 109

11/750 1,79 2,39 101,76 98,25 135,96 141,49 90,19 87,08 120,45 125,36 78,93 76,21 105,48 109

12/510 1,80 2,40 116,25 112,13 147,72 161,47 103,02 99,38 130,87 143,07 90,16 86,97 114,61 125

12/750 1,80 2,40 116,25 112,13 147,72 161,47 103,02 99,38 130,87 143,07 90,16 86,97 114,61 125

12/1050 1,80 2,41 122,66 136,50 142,26 175,33 108,71 120,98 126,04 155,35 95,13 105,88 110,37 136

12/1350 1,80 2,41 122,23 141,38 140,41 174,85 108,32 125,31 124,40 154,92 94,80 109,66 108,94 135

14/750 1,82 2,42 142,76 153,87 166,78 201,92 126,53 136,38 147,76 178,91 110,73 119,36 129,39 156

14/1050 1,82 2,43 141,06 167,58 160,14 199,76 125,01 148,53 141,88 176,99 109,40 129,99 124,25 154

14/1350 1,82 2,43 140,10 167,69 165,57 198,50 124,17 148,63 146,68 175,88 108,66 130,07 128,46 154

TABLA 63. Fuerza Transversal por viento sobre Postes Metálicos

TIPO DE

POSTE

GP

F VP A VIENTO MÁXIMO (daN)

< 1 000 msnm

F VP A VIENTO MÁXIMO (daN)

1 000 – 2 000 msnm

F VP A VIENTO MÁXIMO

(daN)> 2 000 msnm


I II I II I II



11/510 1,79 2,39 78,35 75,63 112,83 108,92 69,44 67,03 99,96 96,50 60,77 58,67 87,54 84,50

11/750 1,79 2,39 78,35 75,63 112,83 108,92 69,44 67,03 99,96 96,50 60,77 58,67 87,54 84,50

12/510 1,80 2,40 89,73 86,53 129,21 124,62 79,52 76,70 114,47 110,41 69,59 67,12 100,25 96,6812/750 1,80 2,40 89,73 86,53 129,21 124,62 79,52 76,70 114,47 110,41 69,59 67,12 100,25 96,68

12/1050 1,80 2,40 89,73 86,53 129,21 124,62 79,52 76,70 114,47 110,41 69,59 67,12 100,25 96,68

12/1350 1,80 2,40 89,73 86,53 129,21 124,62 79,52 76,70 114,47 110,41 69,59 67,12 100,25 96,68




4.9.5.4 Fuerza transversal por resultante de tracciones

La fuerza transversal debida a la acción del viento sobre cada cable se determinará mediante lasiguiente expresión:

FIGURA 28. Resultante de Tracciones

T

L

H R

H 1

H 2

a 2

a1

0

Siendo:

T D: la fuerza transversal por resultante de tracciones en cada punto de sujeción (daN);H1: la componente horizontal de la tracción en el cable, en el vano anterior al apoyo (daN);H2: la componente horizontal de la tracción en el cable, en el vano posterior al apoyo (daN);

θ : el ángulo de deflexión de la línea (°);K : el factor que tiene en cuenta el desequilibrio de las tracciones de los vanos adyacentes al

apoyo.

El criterio para establecer el valor del factor K es el que sigue:

TABLA 64. Valor del Factor K para Desequilibrio de Tracciones (Fuerza Transversal)

TIPO DE APOYO TIPO DE AISLADOR KDESEQUILIBRIO

CONSIDERADO

CorridoLine post rígido 1,84 16 %

Cadena de aislamiento de suspensión 1,92 8 %Retención Normal

Cadena de aislamiento de retención1,85 15 %

Retención Colapso 1,50 50 %




Caso especial: Armados en ángulo 60-90º

En el caso específico de armados de ángulo 60-90º los conductores están ubicados en alturas

diferentes por lo que la fórmula para TD no aplica. En estos casos, el diseñador realizará los

cálculos mediante el siguiente método:

Generar un sistema de coordenadas en el cual el eje de las abscisas (longitudinal) será el

que coincida con la bisectriz del ángulo de deflexión de la línea.

Trazar los vectores de las fuerzas actuantes sobre el poste.

Los valores de las componentes de estos vectores sobre los ejes coordenados serán los que

se tomen para calcular los momentos transversales y longitudinales, cada uno en la altura

real a la que está aplicado.

Realizar la validación del poste.

4.9.5.5 Momento transversal por excentricidad de carga vertical

La fuerza transversal debida a la excentricidad de carga vertical, se calculará, para cada punto desujeción de cable, por medio de la siguiente expresión:

En la fórmula anterior:

MEV : Es el momento transversal debida a la excentricidad de la carga vertical (daN);

V : Es la fuerza vertical debida al peso del cable (daN);P A : Es la fuerza vertical debida al peso propio del aislador (rígido o cadena de suspensión)

(daN);BC : Es el brazo transversal de la fuerza “V + P A” (m) – Este valor puede ser negativo

dependiendo de la coordenada de ubicación del cable.




FIGURA 29 Excentricidad de cargas verticales

V+P

Y

hN

M flecto r transversal

X

Z

-B C

AV+P A

BC

4.9.6 FUERZAS LONGITUDINALES

Las fuerzas longitudinales a tener en cuenta en el cálculo mecánico de apoyos son aquellasproducidas por desequilibrio de tracciones en los cables y por excentricidad de cargas verticalesdebidas al peso de equipos. Estas fuerzas se considerarán actuando en sentido horizontallongitudinal, en dirección perpendicular a la bisectriz del ángulo que forman los vanos adyacentesal apoyo.

4.9.6.1 Fuerza longitudinal por resultante de tracciones

La fuerza transversal debida al desequilibrio de tracciones, en cada punto de sujeción, se calcularápor medio de la siguiente expresión:

Siendo:




LD : Es la fuerza longitudinal por resultante de tracciones, en cada punto de sujeción (daN);H1 : Es la componente horizontal de la tracción en el cable, en el vano anterior al apoyo (daN);H2 : Es la componente horizontal de la tracción en el cable, en el vano posterior al apoyo

(daN);θ : Es el ángulo de deflexión de la línea (°);K : Es el factor que tiene en cuenta el desequilibrio de las tracciones de los vanos adyacentes

al apoyo.

El criterio para establecer el valor del factor K es el que sigue:

TABLA 65. Valor del factor K para desequilibrio de tracciones (Fuerza longitudinal)

TIPO DE APOYO TIPO DE AISLADOR KDESEQUILIBRIO

CONSIDERADO

CorridoLine post rígido 0,16 16 %

Cadena de aislamiento de suspensión 0,08 8 %

Retención Cadena de aislamiento de retención0,15 15 %

0,50 50 %

Los valores de H1 y H2 se obtendrán de la hipótesis del cable que corresponda al régimen de cargaa evaluar en el apoyo.

Para los apoyos en fin de línea (terminales), la expresión utilizada para calcular el desbalancelongitudinal es la siguiente:

4.9.6.2 Momento longitudinal por excentricidad del peso de equipos

Para el cálculo del momento longitudinal que se transmite a la cruceta debido a la excentricidadde cargas verticales producidas por el peso propio de equipos (, maniobra, etc.), se empleará lafórmula que se indica a continuación:

En la expresión anterior:

Mlee : Es Momento longitudinal por excentricidad del peso propio de equipos (daN)Pe : Es Carga vertical debida al peso propio de equipos (daN)l e : Es Brazo longitudinal de la fuerza Pe (m)

4.9.7 HIPÓTESIS DE CARGAS

Los siguientes criterios deben tenerse en cuenta a la hora de determinar la combinaciónde cargas en el apoyo:

Las expresiones que se utilizan para calcular las cargas actuantes en el apoyocorresponden a las ejercidas por cada cable (conductor de fase y cable de guarda), se




deberá totalizar su efecto de acuerdo al número total de fases, antes de realizar lascombinaciones de cargas.

El árbol de cargas determinará las posiciones en el espacio de las fuerzas actuantes enel apoyo, permitiendo el cálculo de los momentos que éstas producirían en lasdistintas hipótesis de carga. Estos momentos de fuerza se referirán al punto de

empotramiento del apoyo, deberán multiplicarse por un factor de seguridad y luegocompararse con el momento nominal de rotura del apoyo.

La sumatoria de cargas verticales deberá multiplicarse por el factor de seguridad ycompararse con la carga máxima a la compresión que resiste el apoyo en cada nivelde concentración de cargas.

TABLA 66. Hipótesis De Cargas

APOYO CARGAS A CONSIDERAR

CORRIDO

Sumatoria de fuerza verticales x

Resultante

Fuerza transversal por viento sobre el cable x

Fuerza transversal por viento sobre el aislador x

Fuerza transversal por viento sobre el apoyo x

Fuerza transversal por excentricidad de la carga vertical x

Fuerza transversal por resultante de tracciones en el cable x

Fuerza longitudinal por excentricidad del peso propio de equipos x

Fuerza longitudinal máxima por resultante de tensiones en el cable x

RETENCIÓN NORMAL


Resultante








RETENCIÓN COLAPSO


Resultante








TERMINAL


Resultante

Fuerza transversal por viento sobre el cable xFuerza transversal por viento sobre el aislador x



Fuerza transversal por resultante de tracciones en el cable






TABLA 67. Factores De Seguridad

APOYO CARGAS A CONSIDERAR F.S.

CORRIDO

Fuerza verticales 1,10Fuerza horizontales 1,60

Cimentación 1,55

Herraje 2,30

RETENCIÓN

NORMAL

Fuerza verticales 1,10

Fuerza horizontales 2,10

Cimentación 2,05

Herraje 3,00

RETENCIÓN

COLAPSO



Cimentación 2,05

Herraje 3,00

TERMINAL



Cimentación 2,05

Herraje 3,00

4.9.8 RESISTENCIA DE LOS APOYOS

El árbol de cargas determinará las posiciones en el espacio de las fuerzas actuantes en elapoyo, permitiendo el cálculo de los momentos que éstas producirían en las distintashipótesis de carga. Estos momentos de fuerza se referirán al punto de empotramiento delapoyo, situado en el origen del sistema de coordenadas ortogonal mostrado en la FIGURA30.

Se clasifican como sigue:

Momento flector transversal: Tiende a volcar el apoyo en la dirección transversal,actuando sobre el eje “x”, y es causado por la combinación de cargas transversales yverticales.

Momento flector longitudinal: Tiende a volcar el apoyo en la dirección longitudinal,actuando sobre el eje “z”, y es causado por las cargas longitudinales.




4.9.9 MOMENTO FLECTOR TRANSVERSAL

El momento flector transversal total se determinará mediante la siguiente expresión:

Donde:

M ft : Momento flector transversal en el empotramiento del apoyo (daN-m)F vp : Fuerza transversal por viento sobre el apoyo (daN)F tt : Fuerza transversal total sobre conductores y aislamiento (daN) f s : Factor de seguridad. Ver Tabla 67. y p : Ordenada y del centroide del apoyo (m) y i : Ordenada y del punto de sujeción de cada fase (m)n : Número de fases.M EV : Momento flector transversal por excentricidad de carga vertical (daN-m)

La fuerza transversal total (F tt ) sobre conductores y aislamiento incluirá, si las hubiere, ydependiendo del régimen bajo análisis, las siguientes cargas:

Fuerza transversal por viento sobre el conductor

Fuerza transversal por viento sobre el aislador

Fuerza transversal por resultante de tracciones

Fuerza transversal por excentricidad de carga vertical

4.9.10 MOMENTO FLECTOR LONGITUDINAL

El momento flector longitudinal total se determinará mediante la siguiente expresión:

Siendo:

M fl : Momento flector longitudinal en el empotramiento del apoyo (daN-m)

F lt : Fuerza longitudinal total ejercida por el conductor (daN) f s : Factor de seguridad.

y i : Ordenada z del punto de sujeción de cada fase (m)

n : Número de fases.

M EE : Momento flector longitudinal por excentricidad del peso de equipos (daN-m)




La fuerza longitudinal total (Flt) en la cruceta, dependiendo del régimen bajo análisis,podrá ser producida por cualquiera de las siguientes cargas:

Fuerza longitudinal por resultante de tracciones

Fuerza longitudinal por excentricidad del peso de equipos

4.9.11 MOMENTO RESULTANTE EN LA BASE DEL APOYO

El momento resultante en la base del apoyo se determinará mediante la siguienteexpresión:

Siendo:

M r : Momento resultante en el empotramiento del apoyo (daN-m)

M ft : Momento flector transversal (daN-m)

M fl : Momento flector longitudinal (daN-m)

4.9.12 MOMENTO NOMINAL DE ROTURA

El momento nominal de rotura del apoyo viene dado por la siguiente expresión:

Siendo:

M p: Momento nominal de rotura del apoyo (daN-m)C rp: Carga nominal de rotura del apoyo, a 20 cm de la cima (daN)hi: Altura nominal de aplicación de esfuerzos, medida desde el nivel del suelo (m)

4.9.13 SELECCIÓN DE APOYOS

Es necesario comparar el momento resultante de las fuerzas actuantes sobre el apoyo conel momento resistente del mismo:

Si la condición anterior no se cumple entonces el apoyo deberá utilizar retenidas otempletes que le ayuden a soportar las cargas adicionales a las que estaría sometido.




4.10 ANÁLISIS DE ESTRUCTURAS TIPO H

El análisis de las estructuras en H, sin riostras, se efectúa tratando cada uno de los apoyoscomo si se tratara de apoyos sencillos. Para ello se supone que cada apoyo toma la mitad delas cargas totales. El cálculo de las estructuras en H con arriostramientos requiere análisismás detallados, que se describe a continuación.

4.10.1 ESTRUCTURAS EN H CON ARRIOSTRAMIENTOS EN X

Los arriostramientos en X reducen las deflexiones transversales y, por lo tanto, permiten eluso de postes menos pesados y vanos más largos; aumentan la resistencia y estabilidad dela estructura y en esa configuración disminuyen la necesidad de algunos templetes;reducen las cargas transmitidas al suelo.

Para su diseño y aplicación deben tenerse en cuenta los siguientes requisitos:

La carga vertical en la punta de los apoyos debe ser inferior a la carga críticapermisible del poste sencillo, actuando como columna.

Las fundaciones deben ser apropiadas para resistir las cargas de arrancamiento,compresión y volcamiento.

Los postes de la estructura deben tener dimensiones y características idénticas.

Las cargas horizontales, debidas a tensiones desequilibradas en los cables, debenmantenerse tan bajos como sea posible o, de otra manera, instalar retenidas.

El número de arriostramientos debe ser mínimo. En apoyos de longitud grande, unsegundo conjunto de riostras en X puede dar lugar a esfuerzos inconvenientes delevantamiento.

4.10.2 PLANOS DE CONTRAFLEXIÓN

Son aquellos en que no existen esfuerzos de flexión en una estructura en H y se

determinan mediante el análisis gráfico de los momentos de flexión en la estructura. En

estos planos se presentan esfuerzos de corte, esfuerzos de torsión y esfuerzos verticales

de compresión y tracción.




FIGURA 31. Estructura tipo H con arriostramiento

M E

M B

M A

Plano de contraflexión

DIAGRAMA DE MOMENTOS

h0

h 2

h3

h1

r

h5

h6 t V

t 1/2 t 1/2

t V

B1 B

A1 A

b

E 1 E t c

t c

t 1/2t 1/2t 1D1 D

P r t V

w

La posición del plano de contraflexión es función de la rigidez de la estructura y de suempotramiento y puede determinarse aproximadamente por la siguiente relación, segúnla FIGURA 31.

ho : Altura del plano de contraflexión (m)

h2 : Altura en metros del punto más bajo de amarre de las riostras (m)

dh2 : Diámetro del poste, a la altura h2 (m)

de : Diámetro del poste a nivel del empotramiento (m)

d1 Diámetro del poste, en centímetros, a ras del suelo.

4.10.3 MOMENTOS DE FLEXIÓN

Los momentos de flexión en los distintos planos de cada apoyo de la estructura son lossiguientes:

En A:




En B:

En C:

En las expresiones anteriores t1/2 es la resultante de la tracción aplicada en cada apoyo enel punto D.

4.10.4 ESFUERZOS VERTICALES

La carga de arrancamiento que es necesario contrarrestar es:

Donde:

La carga de compresión a soportar es:

4.10.5 ESFUERZO EN LAS RIOSTRAS

En que w es el ángulo de la riostra con el plano horizontal, este ángulo es generalmente de45°, para el cual:

Los miembros de las riostras actúan en tracción y compresión según sea la dirección delviento.




4.11 CÁLCULO DE CIMENTACIONES

Las cimentaciones se realizarán enterrando el poste directamente en el suelo o medianteaporte de hormigón. Las cimentaciones con aporte de hormigón serán del tipo cilíndricas oprismáticas de sección cuadrada. Se dará preferencia a las cimentaciones tipo directa,excepto en terrenos flojos que será la tipo monobloque prismática.

En el Anexo K – Tablas de cimentaciones, se presentan las tablas de cimentacionesnormalizadas.

La elección de un tipo de cimentación u otro dependerá del tipo de terreno y de lamaquinaria disponible.

Se empleará un hormigón cuya resistencia mecánica sea mínima de 21 MPa (3000 psi), elcemento, agua y agregados deben cumplir con las normas relevantes de acuerdo a loestipulado en el Capítulo C.3 del Reglamento Colombiano de Construcción Sismo ResistenteNSR-10. El cemento usado para el concreto será Portland Tipo I. El agua que se use debe ser

limpia, libre de aceite, ácidos, sales, álcalis, limo, materia orgánica y otras impurezas. Seprohíbe la utilización de agua de mar.

La parte de la cimentación que sobresale por encima del nivel del suelo, se le dará una ligerapendiente, con un mínimo del 10%, para el bombeo del agua.

Para las cimentaciones con aporte de hormigón, cilíndricas o prismáticas se fabricará unsolado base en el fondo de la cimentación, de una altura de 0,10 m. Su función es eliminarlas presiones diferenciales producidas sobre la base del poste, evitando su hundimiento. Seempleará un hormigón cuya resistencia mecánica sea mínima de 17,5 MPa (2500 psi).

FIGURA 32. Cimentación con aporte de hormigón

Para las cimentaciones directamente enterradas no se permitirá el uso de tierra vegetalcomo relleno y deberá ser reemplazada por material de grava y arena debidamentecompactado.




4.11.1 CARACTERIZACIÓN DE LOS TIPOS DE TERRENOS

Para el cálculo de las cimentaciones se realizan teniendo en cuenta los siguientes tipos deterreno y características:

TABLA 68. Características de los tipos de terreno

TERRENOσadm

(daN/cm2)

K = Ch = Ck

(daN/cm3)

(*)

β

(°)μ

γ

(daN/cm3)

Flojo 0.5 8 3 0,2 1400

Normal 1.0 12 6 0,3 1700

Duro 1.5 16 10 0,4 1900

Muy duro 2.0 20 15 0,5 2000

(*) Nota: Coeficiente de compresibilidad único para paredes y el fondo.

Terreno flojo : Arena fina húmeda y arcilla blanda

Terreno normal : Arcilla medio dura y arcilla fina seca

Terreno duro : Arcilla rígida, Arena gruesa y pedregullo

Terreno muy duro : Arcilla gruesa dura, gravera rodada y pedregullo rígido

Donde:

σadm : Capacidad portante del terreno (daN/cm2)Ch : Coeficiente de compresibilidad del terreno en las paredes laterales (daN/cm3)

Ck : Coeficiente de compresibilidad del terreno en el fondo del macizo (daN/cm3)K : Coeficiente de compresibilidad del terreno (daN/ cm3)β : Ángulo de tierra gravante (°)µ : Coeficiente de fricción entre el terreno y el hormigónγ : Peso específico del terreno (daN/cm3)

Todos los postes en terreno flojo deben utilizar la cimentación tipo monobloqueprismática.

4.11.2 METODOLOGÍA CÁLCULO DE CIMENTACIONES

El diseño de las cimentaciones de los apoyos se realizará enterrando el apoyodirectamente en el suelo o mediante aporte de hormigón.

Las cimentaciones con aporte de hormigón serán del tipo cilíndrica ó prismática recta desección cuadrada. La elección de un tipo de cimentación u otro dependerá del tipo deterreno.




La tangente del ángulo de giro máximo permitido al alcanzar el equilibrio (inclinación delapoyo) no será superior a 0,01 (tan (α) = 0,01).

El coeficiente de seguridad al vuelco vendrá dado por la expresión:

Donde:

Me : Momento estabilizador total (daN-m)

Mv : Momento de vuelco (daN-m)

El momento de vuelco de la cimentación vendrá dado por la siguiente expresión:

Siendo:M v : Momento de vuelco (daN-m)

F : Esfuerzo horizontal resultante de la solicitación combinada (m)

Hl : Altura sobre el terreno del punto de aplicación del esfuerzo resultante (m).

H : Profundidad de la cimentación (m).

La profundidad mínima de la cimentación, cuando el poste se entierre directamente, debeser un 10% de la longitud total del poste más 0,6 m. Cuando se realice una cimentación,tanto cilíndrica como prismática, con aporte de hormigón, la profundidad de lacimentación será la misma que cuando se entierre el poste directamente más el solado.

4.11.3 CIMENTACIONES CILÍNDRICAS

Las cimentaciones cilíndricas se realizarán enterrando directamente el poste en el suelo oañadiendo hormigón cuando las características del terreno así lo indiquen.

El dimensionamiento de las mismas se realizará mediante la utilización del método deSulzberger.

El momento estabilizador total es la suma del momento estabilizador horizontal y verticaldebidos a las reacciones horizontales y verticales del terreno.

Donde:

M e : Momento estabilizador total (daN-m).

M eh : Momento estabilizador debido a las reacciones horizontales del terreno sobre las

paredes del macizo (daN-m).

M ev : Momento estabilizador debido a las reacciones verticales del terreno sobre el

fondo del macizo (daN-m).




El momento estabilizador total vendrá dado por la siguiente expresión:

Siendo:

M e : Momento estabilizador total (daN-m).

a : Diámetro de la cimentación (m).

h : Profundidad de la cimentación (m).

Ch : Coeficiente de compresibilidad del terreno en las paredes laterales a h metros de

profundidad (daN/m3).α : Ángulo de rotación admisible (º).c : Coeficiente en función de la tangente de α. En los cálculos realizados en este

proyecto, es decir, para tan (α) = 0,01 el coeficiente c tendrá el valor 0,375.P : Esfuerzo vertical resultante en la que se incluye peso propio del apoyo, peso

propio del macizo de hormigón y esfuerzos verticales de conductores y templetes(daN).

4.11.4 CIMENTACIONES PRISMÁTICAS

El dimensionamiento de las cimentaciones prismáticas se realizará mediante la utilizaciónde la formulación de Sulzberger.

FIGURA 33. Cimentación Monobloque

El momento estabilizador vendrá dado por la siguiente expresión:




Donde:

M e : Momento estabilizador total (daN-m).a : Anchura del macizo en la dirección transversal del esfuerzo F (m).

h : Profundidad del macizo (m).

h :Coeficiente de compresibilidad del terreno en las paredes laterales del

macizo a h metros de profundidad (daN/m3).α : Ángulo de rotación admisible (°).P : Esfuerzo vertical resultante en el que se incluye peso propio del apoyo, peso

propio del macizo de hormigón y esfuerzos verticales de conductores y templetes(daN).

Ck : Coeficiente de compresibilidad del terreno en el fondo del macizo a k metros

de profundidad (daN/m3).

Las tensiones transmitidas por la cimentación al terreno vendrán dadas por las siguientesexpresiones:

4.11.5 SOLADO BASE DE LA CIMENTACIONES

Para las cimentaciones con aporte de hormigón, cilíndricas o prismáticas se fabricará unsolado base en el fondo de la cimentación, de una altura de 0,10 m.

El solado eliminará las presiones diferenciales producidas sobre la base del apoyo; cuandola presión unitaria del mismo sobrepase la capacidad portante (o presión admisible) delterreno, esto, para evitar el hundimiento del poste.

En general, al calcular la cimentación, lo importante es que se cumpla que:

Siendo:σadm : Capacidad portante del terreno (daN/cm2)P : Peso total en la base del apoyo (daN).

As : Área del solado base (cm2).




4.12 CÁLCULO MECÁNICO DE RETENIDAS

Las retenidas se instalarán en aquellos apoyos que estén sometidos a cargas mayores quelas que éstos puedan soportar. Sin embargo, se recomienda reducir su número al mínimoposible, si es económicamente viable se dará preferencia a las construcciones concimentaciones de hormigón (prismáticas) y sin retenidas.

Las retenidas se utilizarán para contrarrestar las cargas transversales debidas al viento y a laresultante de tracciones por el ángulo de deflexión de la línea, así como las cargaslongitudinales debidas a tensiones desequilibradas en los vanos adyacentes y a la rotura deconductores.

Se deberá verificar que la retenida seleccionada puede soportar las fuerzas transversales, asícomo verificar que la fuerza absorbida por el apoyo (fuerza residual) y la carga verticaltransmitida por la retenida, no supere la capacidad del apoyo.

Caso especial: Armados en ángulo 60-90º

Las fórmulas que se presentan a continuación, para calcular los esfuerzos originados por la

instalación de retenidas, aplican cuando las tracciones actúan sobre el poste al mismo nivel

o altura sobre el suelo.

En el caso específico de armados de ángulo 60-90º los conductores están ubicados en

alturas diferentes. Por ello, en estos casos, el diseñador realizará los cálculos mediante el

siguiente método:

Generar un sistema de coordenadas en el cual el eje de las abscisas (longitudinal) será el

que coincida con la bisectriz del ángulo de deflexión de la línea.

Trazar los vectores de las fuerzas residuales actuantes sobre el poste, calculadas sin

factor de seguridad.

Los valores de las componentes de estos vectores sobre los ejes coordenados serán los

que se tomen para calcular los momentos transversales y longitudinales, cada uno en la

altura real a la que está aplicado.

Realizar la validación del poste retenido.

Para el cálculo de la tracción en la retenida y compresión sobre el poste, se considerará cadaretenida por separado, contrarrestando las tensiones respectivas a cada lado del postecomo un armado terminal, aplicando la tracción total originada por los conductores en esetramo.




4.12.1 CÁLCULO DE LAS RETENIDAS

Para los cálculos mecánicos de este documento se utilizarán las retenidas directas a tierra,las cuales son más utilizadas.

FIGURA 34. Retenida directa a tierra

4.12.2 CABLES DE RETENIDAS

El procedimiento para verificar que la retenida haya sido dimensionada correctamente, esel que sigue:

1. Obtener la rigidez (Kp) del apoyo seleccionado:

Donde:

K p : Rigidez del poste (daN/m)

Ep : Módulo de elasticidad del concreto (daN/m²)

deo : Diámetro exterior del poste a nivel del empotramiento (m)

dei : Diámetro interior del poste a nivel del empotramiento (m)

dyo : Diámetro exterior del poste a la altura yr (m)

dyi : Diámetro interior del poste a la altura yr (m)

yr : Ordenada de amarre de la retenida en el apoyo (m)




El diámetro de un poste tronco-cónico a cualquier altura desde el suelo viene dado por lasiguiente fórmula:

Siendo:

dy : Diámetro del poste a la altura y (m)

dc : Diámetro del poste en la cima (exterior o interior según sea el caso) (m)

db : Diámetro del poste en la base (exterior o interior según sea el caso) (m)

cp : Factor de conicidad del poste (exterior o interior según sea el caso) (cm/m)

db : Diámetro del poste en la base (cm)

Le : Longitud de empotramiento del poste (m)

Nota: En el empotramiento dy=de y el valor de y es nulo.

1. Calcular la rigidez (Kg) del cable de retenida seleccionado:

Para la retenida a la bisectriz:

Para el conjunto de retenidas alineadas:

Siendo:

K g : Rigidez de la retenida (daN/m)

E g : Módulo de elasticidad del cable de la retenida (daN/mm²)

A g : Área de la sección transversal del cable de la retenida (mm²)

yr : Ordenada de amarre de la retenida en el apoyo (m)

α : Ángulo que forma la retenida con el suelo (°) β : Ángulo de deflexión de la línea (°)

2. Calcular la carga mecánica máxima absorbida por el cable de la retenida:


Para las retenidas alineadas:




En ambos casos se debe verificar que:

Donde:

Cr : Carga de rotura del cable de la retenida (daN)

Cs : Coeficiente de seguridad para el cable de la retenida, igual a 1,5

Tr : Tensión máxima aplicada a la retenida (daN)

Ftt : Fuerza transversal o longitudinal total (la que aplique) (daN).

La fuerza Ftt se evaluará para el régimen de carga normal, sin aplicar factor de seguridad.Para el caso de retenidas a instalarse en apoyos en fin de línea, la fuerza a evaluar será laFuerza Longitudinal Total (Flt).

Si no se cumple la condición anterior, entonces deberá seleccionarse un cable (deretenida) con una carga de rotura mayor.

4.12.3 FUERZA RESIDUAL EN EL APOYO

El procedimiento para verificar que el apoyo haya sido seleccionado correctamente, es elque sigue:

1. Obtener la rigidez (Kp) del apoyo seleccionado.

2. Calcular la fuerza residual (fuerza cortante) absorbida por el apoyo:



Siendo:

Fres : Fuerza residual actuante sobre el apoyo (daN)

Ftt : Fuerza transversal o longitudinal total transmitida al apoyo (la que aplique)

(daN)

f s : Factor de seguridad para fuerzas horizontales (ver tabla 67)K p : Rigidez del apoyo (daN/m)

Kg : Rigidez de la retenida (daN/m)

3. Calcular el momento resultante en la base del apoyo:




Cuando la retenida contrarreste fuerzas transversales, Fres será fuerza transversal. Si laretenida contrarresta fuerzas longitudinales, será fuerza longitudinal.

(*) El momento originado por la fuerza residual debe incluirse, en la fórmula anterior, en elfactor que le corresponda, según F

ressea transversal o longitudinal, pero sin ser afectado

por el factor de seguridad ya que la Fres ya ha sido calculada con la aplicación de dichofactor.

Siendo:

Cr : Carga nominal de rotura del poste (daN)

HN : Altura de aplicación de la carga nominal del poste (m)

Fres : Fuerza residual actuante sobre el apoyo (daN)

M res : Momento originado por la fuerza residual (daN)

yr : Altura de aplicación de la retenida (m)

FT : Fuerza transversal (daN)FL : Fuerza longitudinal (daN)

h fl : Altura de aplicación de FL (m)

h ft : Altura de aplicación de FT (m)

f s : Factor de seguridad para fuerzas horizontales (ver Tabla 67)

Si no se cumple la desigualdad señalada, entonces deberá seleccionarse un apoyo con unacarga de rotura mayor.

4.12.4 COMPRESIÓN EN EL APOYO

Los apoyos con retenidas están sujetos a grandes fuerzas de compresión debidas a lascargas verticales que los templetes transmiten. Luego, se verificará que el apoyoseleccionado posea la suficiente capacidad de carga vertical (compresión) para soportartales esfuerzos y evitar deflexiones o pandeos desfavorables en el mismo.

La carga vertical transmitida por la retenida al apoyo se calculará mediante las siguientesexpresiones:



Donde:




Try : Carga vertical que transmite la retenida al apoyo (daN)

Ftt : Fuerza transversal total transmitida al apoyo (daN)

f s : Factor de seguridad para cargas verticales (ver tabla 67)α : Ángulo que forma la retenida con el suelo (°)

A estas cargas se le adicionarán las fuerzas verticales debidas al peso de los conductores yde los elementos de soporte, para entonces, compararlas con la carga máxima vertical quesoporta el apoyo a una altura determinada.

4.12.5 PRE-TENSIONADO DE LA RETENIDA

La tensión mecánica a aplicar al cable de la retenida en el momento de instalarla sedeterminará mediante las siguientes expresiones:



Siendo:

Tro : Tensión a aplicar al cable de retenida en el momento de instalación (daN)

Ftt : Fuerza transversal total transmitida al apoyo (daN)

K p : Rigidez del apoyo (daN/m)

K g : Rigidez de la retenida (daN/m)

Cr : Carga última de rotura del apoyo (daN-m) f s : Factor de sobrecarga para fuerzas transversales.

α : Ángulo que forma la retenida con el suelo (°)

La fuerza transversal total (Ftt) sobre conductores incluirá solamente la Carga Transversalpor resultante de tracciones, evaluada en el régimen normal.

En todos los casos se verificará que la tensión inicial del cable de la retenida (Tro)equivalga, como mínimo, al cinco por ciento (5%) de la Carga de rotura del cable.

4.12.6 ANCLA DE LA RETENIDA TIPO PIRÁMIDE TRUNCADA

Las anclas son fundaciones usadas para resistir las fuerzas de tensión impuestas por lascargas de los cables de retenida. El esfuerzo máximo que es capaz de transmitir unaretenida al terreno varía en función de las características del mismo y de las del terreno.

La forma tronco-piramidal del bloque de hormigón es la más utilizada ya que la mayorresistencia al arrancamiento la hace el volumen del relleno (asociado) (FIGURA 35), el cualse determina de la siguiente manera:




FIGURA 35. Ancla de hormigón tipo pirámide truncada

Donde:

Vc : Volumen del cono invertido del relleno (m3)

Vb : Volumen del bloque (m3)Vt : Volumen del relleno asociado (m3)

y : Profundidad de la excavación (m)

a : Base mayor del bloque o muerto de hormigón (m)

b : Altura del bloque o muerto de hormigón (m)

c : Base menor del bloque o muerto de hormigón (m)

∝ : Ángulo que forma la retenida con la horizontal (°)

∅ : Ángulo de arranque del suelo (°)

Los volúmenes del relleno (asociado) y del bloque de hormigón ejercen la fuerza necesaria

para soportar la tensión ejercida por el cable de la retenida (FIGURA ).

Donde:

Fc : Fuerza del ancla (daN)

Wb : Peso del bloque o muerto de hormigón (daN)

γ: : Peso específico del relleno de la zanja (daN/m3)




Diametro cable

Tipo de suelo Terreno Denso Terreno Suelto Terreno Denso Terreno Suelto

H (m) 1,88 1,88 1,88 1,78

a (m) 0,40 0,40 0,40 0,90

b (m) 0,15 0,15 0,15 0,15

c (m) 0,40 0,40 0,40 0,90

Carga máxima (dan) 12 970 6 646 12 970 8 391

Refuerzo (parrilla) 3/8"@10cm 3/8"@10cm 3/8"@10cm 1/2"@20cm

DIMENSIONES ANCLA

3/8" 1/2"

α : Ángulo que forma la retenida con el suelo (°)

Se debe verificar que se cumpla el coeficiente de seguridad:

Siendo:

Csa : Coeficiente de seguridad del ancla, igual a 1,2

Cs : Coeficiente de seguridad del cable de la retenida, igual a 1,5

Cr : Carga de rotura del cable de la retenida (daN)

Las dimensiones del ancla de concreto para la fijación del cable de retenida, seseleccionarán de acuerdo con la TABLA 69, dependiendo del tipo de cable y del tipoterreno. La tensión del cable de retenida no sobrepasará la carga máxima que el anclapuede transmitir al terreno.

TABLA 69. Dimensiones Anclas De Concreto Reforzado

El ancla para el cable de 3/8” en terreno normal y flojo y para el cable de 1/2” en terreno

normal serán en concreto prefabricado. Para el cable de 1/2” en terreno flojo el ancla deconcreto será fabricada In situ.

TABLA 70. Características del suelo

CONDICIONES DEL SUELO IDENTIFICACIÓN DEL TERRENO RECOMENDACIONES

Muy sueltoFácilmente identificada con el dedo

pulgar o el puño

Realizar estudio de suelos, en lo

posible no instalar poste.

SueltoMenos fácilmente identificada con el

puño, fácilmente paleada

El relleno debe hacerse con material

seleccionado granulado

Mediano Paleada con dificultadEl relleno debe hacerse con material

seleccionado granulado

DensoRequiere ser aflojada con pica, para

paleo manual

Relleno del mismo material de

excavación

Muy DensoRequiere de explosivos o de equipo

pesado para alojar

Relleno del mismo material de

excavación




5. DISEÑO REDES A 13,2 KV

5.1 TIPO DE SERVICIO

Todos los alimentadores primarios y ramales en redes urbanas y rurales deberán sertrifásicos trifilares. Se permite la construcción de redes bifilares a nivel de 13,2 kV, cuandose alimenten transformadores con una capacidad de potencia de máximo 100 kVA.

El sistema de distribución monofásico debe ser conectado a las fases especificadas por laCOMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P.

No se permite la construcción de redes monofilares, un solo conductor que utilicen la tierracomo único conductor de retorno de la corriente.

5.2 DEMANDA MÁXIMA DIVERSIFICADA

La tensión de servicio para un cliente o grupos de clientes está sujeta a la disponibilidad decarga declarada factible por la compañía y a los límites resumidos en la tabla 71.

TABLA 71. Demanda Máxima Diversificada en Media Tensión

NIVEL DE TENSIÓN

MÁXIMA DEMANDA

DIVERSIFICADA

(kVA)

13,2 ≥ 30

La conexión de cargas industriales se supedita a las consideraciones técnicas sobre

confiabilidad del sistema de distribución y la calidad de la energía, reglamentadas por losorganismos de control y por la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P.

5.3 RECOMENDACIONES GENERALES PARA REDES DE MEDIA TENSION A 13.2 KV

La cargabilidad de los conductores debe ser como máximo el 85% de su capacidadnominal.

Las derivaciones de las redes aéreas se realizarán exclusivamente en un apoyo.

El uso de retenidas será en sitios con facilidad de instalación y en general se aplicará laretenida directa a tierra, con la protección y señalización del cable de retenida.

La distribución de los postes será realizada de tal modo que sean instalados en los límitesde predios. No se podrán bloquear o dificultar ingresos a parqueaderos o sitios públicos.

La red de media tensión no debe pasar sobre predios particulares, así estén sinconstrucción o sin muro o malla de protección.

El trazado de línea se hará lo más recto posible.




La línea debe ser fácilmente accesible para efectos de mantenimiento, evitando zonasprotegidas, de cultivos altos, de alto riesgo , rondas de ríos , ciénagas y mar.

En el trazado de la línea se debe evaluar la facilidad de la construcción de la línea, lafacilidad en la negociación y obtención de los trámites y permisos.

Se debe contemplar al menos dos alternativas para la selección óptima de la ruta.

Se debe cumplir con la reglamentación vigente en el Ministerio de Obras Públicas yTransporte en la ubicación de la línea respecto a los tipos de vías, tanto en su ubicaciónen paralelo como en los cruces obligados.

5.4 MATERIALES NORMALIZADOS EN LAS REDES DE MEDIA TENSIÓN A 13,2 KV

5.4.1 AISLADORES

Los aisladores serán de porcelana tipo poste para uso corrido o pequeños ángulos y

polimérico tipo suspensión para ángulos fuertes, retención, terminales y suspensión de

línea.

En la tablas 72 y 73 se resumen los tipos de aisladores a utilizar de acuerdo a su función

y las características dimensionales, eléctricas, radioeléctricas y mecánicas de los

aisladores normalizados.

TABLA 72. Resumen de los Tipos de Aisladores

TIPO DE AISLADOR CLASE ANSI

Aisladores de porcelana Tipo Line Post 57-1

Aisladores Tipo Suspensión o Retención DS15Aislador Tipo Tensor 54-2

TABLA 73. Características Dimensionales, Eléctricas, Radioeléctricas y Mecánicas

CARACTERÍSTICASTIPO DE AISLADOR

57-1 DS-15

Dimensionales

Longitud (mm) 229 330±15

Distancia de Fuga (mm) ≥356 ≥355

Distancia de Arco Seco (mm) ≥165 ----

Eléctricas

Flameo en Seco a Baja Frecuencia (kV) rms ≥70 ≥90

Flameo en Seco a Baja Frecuencia (kV) rms ≥50 ≥65 Flameo de impulso critico positivo (kV) pico ≥120 ≥140

Radio EléctricasTensión R.I.V. a tierra (kV) 15 15

Máximo RIV a 1 MHz (µV) 100 10

Mecánicas

Carga de Falla a Flexión (daN) ≥1 245 ----

Carga de Rutina a Flexión (daN) ≥498 ----

Carga de falla a tracción (daN) ---- ≥4 450

Carga de torsión (daN-m) ---- ≥4,75




5.4.2 POSTES

Para la construcción de las redes aéreas de media tensión se emplearán postes de

concreto reforzado, fibra de vidrio-PRFV o metálicos, de resistencia adecuada al esfuerzo

que han de soportar. En las tablas 6, 7, 8 y 9 se resumen la aplicabilidad y lascaracterísticas dimensionales y mecánicas de los postes normalizados.

Se aceptan el uso de capacidades mayores, para aquellos casos en que las solicitaciones

mecánicas sean mayores a la carga de trabajo.

5.4.3 CONDUCTORES

Para la construcción de redes aéreas de media tensión a 13,2 kV se emplearán cables

ACSR. En la tabla 74 se resume la aplicabilidad y en la tabla 10 se resumen las

características dimensionales, eléctricas y mecánicas de los cables normalizados.

TABLA 74. Características de Aplicabilidad de Cables

TIPO DE CABLE APLICACIÓN

ACSR 266,8 MCM Circuitos Cero de Arquitectura de Red

ACSR 4/0 AWG Circuitos Primarios, Ramales derivados Urbanos

ACSR 1/0 AWG Ramales derivados , urbanos y rurales

5.4.4 CRUCETAS

Se emplean para sostener las redes de distribución aérea, permiten distanciar las fases

entre sí. Se prioriza la utilización de crucetas metálicas de longitudes: 2,4m, 3,0m, 4,0m y

6m.

En las tablas 75 y 76 se resumen la aplicabilidad y las características dimensionales y

mecánicas de las crucetas normalizadas

TABLA 75. Resumen de Aplicabilidad de crucetas

TIPO DE CRUCETA APLICABILIDAD

Crucetas CentroSe utilizarán para el montaje de las disposiciones horizontal y

triangular.Crucetas Bandera Se utilizarán para el montaje de las disposiciones bandera.

Cruceta Conf. EspecialSu uso exclusivamente es para el montaje de las redes de baja

tensión en el extremo de la cruceta –configuración especial.




TABLA 76. Tipos de Crucetas

TIPO DE CRUCETAS METÁLICAS

CALIBREDEL

ANGULO(mm)

ANCHODELALA

(mm)

TIPO DE ACERO


ASTM A572-Grado 50Cruceta de 3000mm Centro 7,93 76,2Cruceta de 2400mm Bandera 6,35 63,5

Cruceta de 3000mm Bandera 6,35 63,5

Cruceta de 3000mm Conf. Especial 6,35 63,5

5.4.5 CIMENTACIONES

Dependiendo del tipo de suelo los apoyos se deben cimentar con aporte de concreto.

Las cimentaciones con aporte de concreto se clasifican en dos tipos:

Cimentación Cilíndrica

Cimentación Prismática recta de sección cuadrada

Toda cimentación con aporte de concreto deberá llevar un solado base en el fondo, de

una altura de 10mm, cuya función es evitar el hundimiento del apoyo producto de las

presiones diferenciales producidas por las cargas sobre el poste. La parte de la

cimentación que sobresale por encima del suelo tendrá una ligera pendiente, como

vierteaguas.

FIGURA 36. Solado Base para Cimentación

5.4.6 RETENIDAS

Las retenidas normalizadas para el uso en redes aéreas de media tensión a 13.2kV se

resumen a continuación:




a. Retenida Directa a Tierra. Los cables de la retenida se instalan formando un ángulo

no menor a 30º con el eje vertical de la estructura. En lugares con suficiente espacio

el ángulo puede llevarse hasta 45º. Cuando se coloque más de un cable de retención

a la misma ancla, el ángulo de 30º lo debe formar el cable que se sujete a mayor

altura con el eje vertical de la estructura.

b. Retenida Poste a poste. Se utiliza cuando no es posible el uso de la retenida directa a

tierra. Se compone de la estructura principal a la cual se le está haciendo la retenida y

la auxiliar, la cual debe tener por lo menos una altura libre mayor a 6,6m y debe estar

directamente retenida a tierra. La distancia de separación entre los dos postes debe

ser mínimo 20m.

c. Retenida Pie de Amigo. Se utiliza cuando por alguna razón el lugar no permite la

utilización de los templetes anteriores. Se compone de la estructura principal a la

cual se le está haciendo la retenida y un apoyo auxiliar que debe conservar un ángulo

de 20° entre el eje vertical de la estructura principal y el eje central inclinado delposte auxiliar, la profundidad de enterramiento de la estructura auxiliar debe estar

entre los 0,8 y 1,8m.

d. Retenida Riel Se utiliza cuando por alguna razón el lugar no permite la utilización de

los templetes anteriores. Se compone de la estructura principal a la cual se le está

haciendo la retenida y un riel (perfil en I en acero estructural), la profundidad de

enterramiento del riel es de 1,5 m.

Las características dimensionales y mecánicas de los materiales normalizados para

ser usados en las retenidas en general se resumen en la tablas 15, 16 y 17.

5.4.7 PUESTAS A TIERRA

Las características de los materiales que componen el sistema de puesta a tierra se

resumen en las tablas 18 y 19 del presente documento.

5.4.8 EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y MANIOBRA DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN A 13.2KV

Las protecciones contra sobrecorrientes deben estar debidamente coordinadas con losdispositivos de protección existentes o proyectados, de tal forma que se garantice una

adecuada selectividad y rapidez en el despeje de las fallas.

Se debe instalar protección contra sobretensiones (DPS), en los siguientes casos:

4. Centros de transformación, uno por cada fase montado en la cuba deltransformador.




5. En transiciones de red aérea a red subterránea, uno por cada fase.6. En los equipos de maniobra como reconectadores y seccionadores, uno por cadafase a la entrada y uno por cada fase a la salida.

La derivación de todo ramal en media tensión para alimentar una carga, con una longitudmayor o igual a 1 km para redes a 13,2 kV debe llevar uno de los siguientes medios dedesconexión dependiendo de capacidad del ramal:

1. Cortacircuitos portafusibles para derivaciones con menos de 100 kVA.2. Cortacircuitos portacuchilla ó de línea para derivaciones con carga entre 100 kVAy menor de 2 MVA.3. Reconectadores para derivaciones de 2 MVA en adelante.

5.5 CLASIFICACION DE LOS APOYOS SEGÚN SU FUNCIÓN EN LA RED A 13.2 KV

- Apoyos Corridos.

- Apoyos en Retención.- Apoyos Terminales.

En el numeral 4.9.1 se detallan las características de estos apoyos.

5.6 CONJUNTOS NORMALIZADAS PARA LAS REDES A 13.2KV

5.6.1 CONJUNTO HORIZONTAL

Es aquella en la cual los conductores que la conforman están instalados en un mismoplano horizontal, es decir, a la misma altura sobre el nivel del suelo y distribuidos a lado ylado del apoyo. Se utiliza cruceta de 2.4m para redes trifásicas y bifásicas.

FIGURA 37. Conjunto Horizontal

5.6.2 DISPOSICIÓN BANDERA.

Es aquella en la cual los conductores que la conforman están instalados en un mismoplano horizontal, es decir, a la misma altura sobre el nivel del suelo y distribuidos a un ladoapoyo. Se utiliza para aumentar las distancias horizontales de los conductores a zonas deacceso público. Se utiliza cruceta de 2.4m o 3m de acuerdo al sitio donde se instalen.




FIGURA 38. Conjunto Bandera

5.6.3 DISPOSICIÓN VERTICAL.

Es aquella en la cual los conductores se instalan en el mismo plano vertical y a diferentesalturas, a uno o ambos lados del poste.

FIGURA 39. Conjunto Vertical

5.6.4 DISPOSICIÓN TRIANGULAR

Es aquella en la cual dos conductores se instalan a la misma altura en los extremos de lacruceta y el tercero en el centro del apoyo a una altura superior. Se utiliza cruceta de 1.8mpara redes trifásicas

FIGURA 40. Conjunto Triangular

5.6.5 DISPOSICIÓN COMPACTA.

Es aquella en la cual los conductores se instalan sobre aisladores, directamente sobre elposte sin utilizar crucetas.




FIGURA 41. Conjunto Compacta

5.7 DISTANCIAS DE SEGURIDAD PARA REDES A 13.2 KV


Todas las distancias de seguridad se deben medir de superficie a superficie, Cuando los

conductores se encuentren en distinto plano vertical se mantendrá la separación indicadacomo distancia de seguridad vertical para ángulos mayores o iguales de 45°, para ángulos

inferiores su separación mínima será la considerada como distancia de seguridad horizontal.

En la medición de distancias los herrajes y accesorios que están energizados debido a su

conexión eléctrica a los conductores de la línea se deben considerar como parte integral de

los mismos conductores, a demás, las partes metálicas de los pararrayos y equipos similares

deben considerarse como parte de la estructura de soporte.

5.7.1 DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD EN ZONAS CON CONSTRUCCIONES.

Cuando se presenten acercamientos con construcciones de deben guardar las distanciasde seguridad mínimas establecidas en la TABLA 77.

TABLA 77. Distancia Mínima de Conductores por Zonas con Construcciones

NATURALEZA DE LA SUPERFICIE

DISTANCIA DESEGURIDAD MÍNIMA

(m)

13,2 kV

Horizontal Muros, proyecciones, ventanas, independientes de lafacilidad de acceso a las personas. Ver Figura 3

2,3

Vertical

Zonas accesibles a personas y de tránsito de vehículosde menos de 2,45 m de altura

4,1

Carreteras, calles, callejones, zonas peatonales, áreassujetas a tráfico vehicular

5,6




Las distancias verticales se respetarán tanto por encima como por debajo de la superficie

de referencia en las condiciones indicadas en este apartado.

FIGURA 42. Distancias de Seguridad en áreas construidas

Nota: La parte sombreada corresponde a la zona donde está prohibido instalar conductores por encima o por debajo detechos y balcones. No se podrá construir redes de media tensión. DMS: Distancia mínima de seguridad

En ningún caso se permitirá proyectar los conductores de la línea sobre edificaciones, lotes

destinados para edificación, plazas públicas, monumentos etc.

Los conductores de la línea tienen que estar separados de los campos deportivos abiertosa una distancia vertical y horizontal no menor a 12m y 7m respectivamente; este últimomedido sobre cualquier parte perteneciente a dichos campos deportivos.


La distancia mínima entre conductores en todo momento, debe ser tal que, medianteesta, se eviten fallas entre fases, o entre fases y partes puestas a tierra, producto de unacercamiento suficiente como para producir un arco eléctrico entre estas.




La distancia horizontal mínima entre conductores en la misma estructura para 13,2 kV esde 34,5 cm (según RETIE Tabla 18) y la distancia vertical mínima entre conductores de65,6 cm (según RETIE Tabla 19).

Se tendrá en cuenta el desplazamiento de los conductores de fases por causa del viento;los puentes o derivaciones se ajustarán de tal forma que garantice dicha distancia deseguridad en cualquier situación normal de operación.

La distancia mínima que se debe respetar horizontal y verticalmente entre conductores

energizados a soportes es 0,2m para 13,2kV.

5.7.3 DISTANCIA MÍNIMA ENTRE CONDUCTORES DE LÍNEA

La distancia horizontal entre fases determina la separación mínima que debe tener elpunto de fijación de los conductores a la estructura en un mismo plano horizontal, con elfin de evitar fallas entre fases a lo largo de la línea.

Para el cálculo y verificación de la distancia horizontal entre conductores de línea se debe

aplicar la metodología establecida en el numeral 4.3.3.

5.7.4 DISTANCIA MÍNIMA VERTICAL SOBRE SUELO

Los redes de media tensión a 13.2 kV deben mantener las distancias de seguridad

establecidas en la tabla 22.


Las distancias mínimas indicadas en los siguientes apartados se medirán en el punto demayor acercamiento entre la línea y la superficie a cruzar, teniendo en cuenta eldesplazamiento más desfavorable de la línea, producido por la hipótesis de flecha finalcalculada a una temperatura máxima excepcional que considere el efecto creep, sinviento.


En los cruces de líneas eléctricas se ubicará a mayor altura la de tensión más elevada y en

caso de líneas de igual tensión, la que se instale con posterioridad.

Cuando el cruce sea en diferentes estructuras se procurará que se efectúe en la

proximidad de uno de los apoyos de la línea de Media Tensión.

Las mínimas distancias verticales que se deben respetar serán las que indican en la tabla

23.




Las distancias mínimas indicadas en este apartado se medirán en el punto de mayor

acercamiento entre los dos conductores, considerando las posibles posiciones de los

mismos y teniendo en cuenta el desplazamiento más desfavorable de la línea.

Distancias mínimas en cruzamientos para diferentes lugares

La altura mínima de los conductores sobre la rasante de la carretera o sobre las cabezas de

los raíles, hilos sustentadores o superficies, deben cumplir las distancias mininas

establecidas en la tabla 24.


conductores sobre la superficie del agua se medirá teniendo en cuenta el máximo nivel

que ésta pueda alcanzar.

No se permite cruzamientos sobre campos deportivos abiertos.

Las líneas de distribución eléctrica deberán estar a una distancia mínima horizontal de 4m

si se desplazan paralelas a vías de ferrocarril.

Los postes incluyendo sus retenidas deberán estar colocadas lo más separado posible de la

orilla de la carretera, camino o calle. En el caso de que existan bordillos la estructura

deberá colocarse lo más separado posible de la orilla del bordillo y nunca a menos de 0,15

m, en todos los casos los postes serán instalados de modo tal que se asegure el

cumplimiento de las distancias mínimas de seguridad para las redes MT y no deben crear

obstáculos para la movilidad de las personas ni de los vehículos. Las estructuras deben

estar colocadas lo más lejos posible del inicio de la curvatura de las esquinas.

Cuando se proyecte construir líneas nuevas se deberá cumplir con los retiros establecidos

en la Ley 1228 del 2008 por la cual se determinan las franjas mínimas de retiro obligatorio

o áreas de exclusión para las carreteras del sistema vial nacional.

Para evitar las interrupciones del servicio y los posibles incendios producidos por el

contacto de ramas o troncos de árboles con los conductores de la línea eléctrica, se

establecerá, mediante la indemnización correspondiente una zona de corte y/o tala de

arbolado a ambos lados de la línea cuya anchura será la necesaria para que, considerando

los conductores en su posición de máxima desviación bajo la acción de la hipótesis deviento, su separación de la masa de arbolado en situación normal medida horizontalmente

al conductor más extremo no será inferior a 3 m.

Igualmente, deberán ser talados todos aquellos árboles que constituyen un peligro para la

conservación de la línea entendiéndose como tales los que por su flexibilidad puedan

alcanzar a los conductores en su posición normal.




5.7.6 PARALELISMOS

Se deben cumplir las distancias establecidas en el numeral 4.3.6 del presente

documentos.


Se deben cumplir las distancias establecidas en el apartado 13.4 del RETIE para garantizar

la prevención de riesgo por arco eléctrico.

5.8 CÁLCULO ELÉCTRICO DE CONDUCTORES

Para seleccionar el calibre de conductor a emplear en la red aérea a 13.2 kV se deben aplicar

dos criterios:

1. Verificar que la corriente nominal que consume la carga a alimentar no excede la máxima

corriente que soporta el conductor, establecida en la tabla 12.

2. Verificar que no se exceden los límites de caída de tensión (7%).

5.8.1 CORRIENTE NOMINAL

La corriente nominal de una instalación eléctrica se calcula mediante la siguiente expresión:

Sistema Trifásico:

Sistema Bifásico (Monofásico Bifilar):

Siendo:

I : Intensidad de Línea o Corriente Nominal de Operación (A).

S : Es la sumatoria de las demandas máximas diversificadas (kVA)

V : Tensión de Línea fase – fase (kV)

El calibre seleccionado para un proyecto específico está sujeto a modificación por parte de

la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P. De acuerdo con los lineamientos

establecidos de expansión del sistema, específicamente los alimentadores primarios a 13,2

kV se seleccionarán de tal forma que tenga una capacidad de corriente igual o superior al

200% y 150% de la corriente correspondiente a la demanda máxima diversificada

respectiva.




5.8.2 CAÍDA DE TENSIÓN

Los cálculos serán aplicables a un tramo de línea, siendo la caída total de tensión la suma de

las caídas en cada uno de los tramos intermedios.

Para el cálculo de la caída de tensión se utiliza el método del momento eléctrico, el

porcentaje de caída de tensión está dado por:

Siendo:

Kv : Constante de Regulación (%/kW*m)

P : Potencia a transportar (Kw)

L : Longitud de la línea (km)

Las constantes de regulación K v para un factor de potencia de 0.9 se encuentran resumidas

en el Anexo E Constantes de regulación Red 13.2 kV .

Se seleccionará aquel conductor cuya caída de tensión sea menor o igual al 7% de la

Tensión Nominal desde la subestación alimentadora.

5.9 SELECCIÓN DE PUESTA A TIERRA PARA REDES A 13,2 KV


La selección del conductor a tierra se debe realizar siguiendo el procedimiento estipulado en

el numeral 4.6.1 del presente documento.


La resistencia de puesta a tierra es un indicador que limita directamente la máxima

elevación de potencial y controla las tensiones transferidas el máximo valor permitido es de

10Ω.

Se deberá medir la resistividad aparente del terreno siguiendo los métodos establecidos enel RETIE.

Partiendo del valor medido de resistividad aparente del terreno se selecciona la

configuración en la Tabla 78 cuya resistividad aparente sea menor o igual a la medida en

campo.




TABLA 78. Configuración de la Puesta a Tierra

Configuración Puesta a tierra de:Resistividad del

terreno ρ [Ω-m]

Resistencia de

Puesta a tierra

RPAT (Ω)

CT-DPS 28

CT-DPS 62 0,16* ρ

CT-DPS 83 0,12* ρ

79,2

Para suelos con valores de resistividad aparente superior a los valores definidos en la .

Tabla , el diseñador tiene que establecer en la memoria de cálculo un procedimientoreconocido por la práctica de la ingeniería actual para la obtención del valor de resistenciade puesta a tierra normalizado.

El diseñador deberá seleccionar la opción más viable para el proyecto, dependiendo de las

características del terreno y las características técnicas del equipo a proteger.

Como última opción se podrá utilizar suelo artificial para suelos con muy alta resistividad.El diseñador tendrá en cuenta las siguientes recomendaciones para reducir el valor de laresistencia de puesta a tierra:

d. Reducción del valor de resistencia de puesta a tierra aplicando un materialimportado, entre los cuales se cuenta bentonita sódica, sulfato de magnesio, sulfatode cobre o cloruro de calcio.

e. La utilización de suelos importados o naturales deben cumplir las siguientescaracterísticas mínimas:

- Fácil de aplicar.

- No poner en riesgo a quienes lo manipulen o a los animales. No debe dañar los suelosnaturales donde sea aplicado

- Retención de la mayor cantidad de humedad durante el mayor tiempo posible. Nodebe requerir hidratación previa con agitación

- Insoluble en agua

- Alta capacidad de intercambio catiónico.




- Inalterable con el tiempo.

- Que los procesos químicos originados durante la mezcla sean reversibles.

f. Cuando existan altos valores de resistividad del terreno, elevadas corrientes de falla atierra o prolongados tiempos de despeje de las mismas y no sea posible cumplir conel valor de la resistencia de puesta a tierra establecida, se deberán tomar las medidas

establecidas en el Apartado 15.4 del RETIE.

5.10 CÁLCULO MECÁNICO DE CONDUCTORES

El cálculo mecánico de conductores para redes a 13.2 kV se realiza siguiendo los

procedimientos estipulados en el apartado Cálculo Mecánico de Cables en el numeral 4.7

del presente documento con las siguientes consideraciones especiales:

Se considerará las áreas urbanas como terreno tipo C.

En áreas urbanas se considera un Tense Reducido el cual se calculó con una Tracción

Diaria de 8% de la Tracción Última de Rotura del conductor a fin de disminuir lastensiones actuantes sobre los apoyos.

En áreas urbanas no se considera la instalación de amortiguadores.

En el Anexo F Tablas de Cálculo Mecánico de Conductores Red 13.2 kV y Anexo G Tablas de

Tendido Red 13.2 kV , se presentan las tablas de cálculo mecánico y de tendido para los

conductores normalizados. Las tablas se elaboraron para redes urbanas con terreno

relativamente plano y considerando Tense reducido. Cuando estas condiciones no se

cumplan el diseñador deberá realizar los cálculos de acuerdo a los procedimientos

presentados en el apartado 4.8 Cálculo Mecánico de Cables.

El tense reducido (8% TUR) se aplicará solamente en áreas urbanas.


El cálculo mecánico de apoyos para redes a 13.2 kV se realiza siguiendo los procedimientos

estipulados en el apartado Cálculo Mecánico de Apoyos en el numeral 4.9 del presente

documento con las siguientes consideraciones especiales:

Se considerará las áreas urbanas como terreno tipo C y no se instalarán amortiguadores.

Los cálculos mecánicos de áreas urbanas se harán con Tense Reducido (Tracción diaria =8% TUR).

En el caso de redes rurales con terrenos desnivelados el diseñador realizará todo el

proceso de cálculo que sea aplicable en cada estructura según el apartado Cálculo

Mecánico de Apoyos.

El vano máximo admisible en áreas urbanas será 75 m.




En el Anexo H Vano Máximo Admisible Postes Autosoportados 13.2 kV , se presentan las

tablas de vano máximo admisible para áreas urbanas dependiendo de la altura del poste,

separación entre conductores y capacidad del poste. Las tablas se elaboraron para redes

urbanas con terreno relativamente plano.

Para los vanos máximos admisibles por altura del poste, se considera flecha a temperaturamáxima excepcional 83ºC incluyendo con efecto Creep y Tense Reducido.

Para los vanos máximos admisibles por separación de conductores sobre el apoyo, se

considera flecha a temperatura máxima excepcional 68ºC con efecto Creep y Tense

Reducido.

Las tablas de vano máximo admisible por vano viento y capacidad del poste se calcularon

para las siguientes condiciones:

Vano Viento = Vano Peso = Vano Regulador.

Carga por viento sobre postes, aisladores y transformador incluida para hipótesis de

viento máximo.

En todos los postes se considera la instalación de un transformador monofásico de 75

kVA. El momento que el peso de dicho transformador origina será longitudinal en todos

los armados con excepción del armado bandera, caso en el cual será un momento

longitudinal. El momento por fuerza de viento sobre transformador siempre se considera

transversal.

En los casos de red mixta (Red MT y BT sobre un mismo poste de MT) se considera la

instalación de un cable cuádruplex 4/0 a 7.3 m de altura sobre el suelo.

En el Anexo I Tablas de Cálculo Mecánico de Postes 13.2 kV, se muestran las tablas de

cálculo mecánico de apoyos para áreas urbanas y para cada poste normalizado según zona y

altura sobre el nivel del mar, se consideró terreno plano. Cuando estas condiciones no se

cumplan el diseñador realizará los cálculos según el apartado Cálculo Mecánico de Apoyos.

Las tablas de ángulo máximo admisible por poste se calcularon para las siguientes

condiciones:

Vano Viento = Vano Peso = Vano Regulador en rangos de 30, 30 a 50 y 50 a 75 m.

Tense Reducido = 8% de TUR del conductor.

En todos los postes se considera la instalación de un transformador monofásico de 75

kVA. El momento que el peso de dicho transformador origina será longitudinal en todos




los armados con excepción del armado bandera, caso en el cual será un momento

longitudinal. El momento por fuerza de viento sobre transformador siempre se considera

transversal.

En los casos de red mixta (Red MT y BT sobre un mismo poste de MT) se considera la

instalación de un cable cuádruplex 4/0 a 7.3 m de altura sobre el suelo.

5.12 CÁLCULO MECÁNICO DE CIMENTACIONES

El cálculo mecánico de cimentaciones para redes a 13.2 kV se realiza siguiendo los

procedimientos estipulados en el apartado Cálculo Mecánico de Cimentaciones en el

numeral 4.11 del presente documento.

En el Anexo J Tablas de cimentaciones 13.2 kV , se presentan las tablas de cimentaciones

para los postes normalizados de MT y para distintos tipos de terreno. En caso de

presentarse terrenos diferentes a los previstos en las tablas el diseñador realizará loscálculos siguiendo la metodología del apartado Cálculo Mecánico de Cimentaciones.


El cálculo mecánico de retenidas para redes a 13.2 kV se realiza siguiendo losprocedimientos estipulados en el apartado Cálculo Mecánico de Retenidas del numeral 4.12del presente documento.

En el Anexo K Tablas de Utilización de Retenidas 13,2 kV , se presentan las tablas de

utilización de retenidas para los postes de media tensión en 13.2 kV, las mismas que han

sido calculadas con las siguientes condiciones:

Aplican en áreas urbanas (terreno tipo C) y suelo denso, en todas las zonas de viento y

alturas sobre el nivel del mar.

La varilla de anclaje será de 2.40 m de longitud y la zapata de concreto de 0.40 x 0.40 x

0.15 m.

El ángulo máximo de la retenida con el suelo es de 60°

La tracción máxima en el conductor se calculó para tense reducido en área urbana,

terreno plano, sin amortiguadores, zona II, viento máximo 1000 msnm.

En casos donde estas condiciones no se cumplan el diseñador deberá calcular las retenidas

según el Apartado Cálculo Mecánico de Retenidas.




6. DISEÑO DE REDES DE BAJA TENSIÓN

6.1 NIVELES DE TENSIÓN

Las redes de baja tensión tanto urbanas como rurales deben cumplir con las tensiones

nominales, establecidas en la tabla 79.

TABLA 79. Tensión de Servicio de Acuerdo al Tipo de Usuario

TIPO DE USUARIO

SERVICIO

MONOFÁSICO

BIFILAR/ TRIFILAR

(V)

SERVICIO

TRIFÁSICO

TETRAFILAR

(V)

Residencial Urbano 240/120 208/120

Residencial Rural 240/120 208/120

Residencial Comercial 240/120 208/120

Industrial ------ 208/120

6.2 FACTOR DE POTENCIA DE DISEÑO

El factor de potencia inductivo de diseño para todas las instalaciones eléctricas de bajatensión será 0.9.

6.3 REGULACIÓN DE TENSIÓN

Las redes de baja tensión tanto urbanas como rurales deben cumplir con los límites deregulación, establecidos en la tabla 80.

TABLA 80. Límites de Caída de Tensión

LIMITES

MÁXIMA CAÍDA DE

REGULACIÓN URBANA

(%)

MÁXIMA CAÍDA DE

REGULACIÓN RURAL

(%)

Bujes Primarios Transformador – Red BT 3.0 3.0

Acometida de alimentación – Medidor 2.0 3.0*

Medidor – Red Eléctrica Interna del Usuario 3.0 3.0

Total Máxima Caída de Tensión CASO 1 8.0 9.0

Bujes Primarios Transformador – Acometida Exclusiva

desde el transformador3.0 5.0

Medidor – Red Eléctrica Interna del Usuario 3.0 3.0

Total Máxima Caída de Tensión CASO 2 6.0 8.0

*Siempre que el transformador tenga cambiadores de Taps para regulación de +5 y -2.5%




6.4 DEMANDA MÁXIMA DIVERSIFICADA

La demanda máxima diversificada para el diseño de la red de baja tensión tanto urbana

como rural para cargas residenciales se establece en el Anexo L Demanda Máxima

Diversificada BT.

Las cargas comerciales e industriales se analizarán con los criterios establecidos en la norma

NTC 2050.

6.5 RECOMENDACIONES GENERALES

La cargabilidad de los conductores debe ser como máximo el 85% de su capacidad

nominal.

El vano promedio para redes exclusivas de B.T será de 35 m.

La red trenzada colocada en el extremo de la cruceta se utilizará en zonas específicas dealto riesgo de intervención, siempre estará acompañada por la línea de media tensión en

toda su extensión.

En condiciones normales se debe procurar instalar hasta dos cajas de derivación por

poste y no se podrán instalar más de tres en cualquier condición.

El uso de retenidas será en sitios con facilidad de instalación y en general se aplicará la

retenida directa a tierra vertical con la protección y señalización del cable de retenida.

La distribución de los postes será realizada de tal modo que sean instalados en los límites

de predios. No se podrán bloquear o dificultar ingresos a parqueaderos o sitios públicos.

La red de baja tensión no debe pasar sobre predios particulares, así estén sin

construcción o sin muro o malla de protección. Se deben cumplir las alturas de seguridad en la instalación de las acometidas, teniendo

control efectivo de las distancias en cruces de vías.

6.6 MATERIALES NORMALIZADOS EN LAS REDES DE BAJA TENSIÓN

6.6.1 POSTES

Para la construcción de las redes aéreas de baja tensión se emplearán postes de concretoreforzado, fibra de vidrio-PRFV o metálicos, de resistencia adecuada al esfuerzo que han de

soportar, serán de uso prioritario los postes de concreto. Los postes de fibra de vidrio o

metálico se usarán en zonas de difícil acceso. En las tablas 81, 82 y 83 se indican las

principales características de los postes a utilizarse en las redes de Baja Tensión.




TABLA 81. Características Dimensionales y Mecánicas para Postes de Concreto

Nota:(1) Especificado a 0,2 m por debajo de la cima

TABLA 82. Características Dimensionales y Mecánicas para Postes PRFV


TABLA 83. Características Dimensionales y Mecánicas para Postes Metálicos


6.6.2 CONDUCTORES TRENZADOS

Para la construcción de redes aéreas de baja tensión se emplearán cables trenzados de

aluminio, las fases serán en aluminio AAC y el neutro será ACSR aislado

En la tabla 84 se presentan los calibres de los cables normalizados para uso en las redes debaja tensión y en la tabla 85, el resumen de las características eléctricas y mecánicas de loscables normalizados.


SECCIONES


ALTURA(m)

DIÁMETROCIMA

(mm)

DIÁMETROBASE

(mm)

CARGA DEROTURA

(kg-f) (1)

CARGA DETRABAJO

(kg-f) (1)9 x 510 kg-f 9 140 275 510 204

9 x 750 kg-f 9 140 275 750 300

TIPO DE POSTEPRFV


ALTURA(m)

DIÁMETROCIMA(mm)

DIÁMETROBASE(mm)



9 x 510 kg-f 9 115 230 510 204

9 x 750 kg-f 9 115 230 750 300


SECCIONES


ALTURA

(m)

DIÁMETROCIMA(mm)

DIÁMETROBASE(mm)



9 x 510 kg-f 9 140 302 510 204

9 x 1050 kg-f 9 140 302 1.050 420




TABLA 84. Características Cables Normalizados Red B.T.

TIPO DE CABLE TRENZADO FASES NEUTRO

Tríplex No. 2 AWG 2 x 2 AAC 1 x 2 ACSR

Tríplex No. 1/0 AWG 2 x 1/0 AAC 1 x 1/0 ACSR

Tríplex No. 4/0 AWG 2 x 4/0 AAC 1 x 4/0 ACSR

Cuádruplex No. 1/0 AWG 3 x 1/0 AAC 1 x 1/0 ACSR

Cuádruplex No. 4/0 AWG 3 x 4/0 AAC 1 x 4/0 ACSR

TABLA 85. Características Eléctricas y Mecánicas de los Cables Normalizados Red B.T.

PARÁMETROS TRÍPLEX

2 AWG

TRIPLEX

1/0 AWG

CUÁDRUPLEX

1/0 AWG

TRIPLEX

4/0 AWG

CUÁDRUPLE

X 4/0 AWG

Sección de la fase (mm2) 33,62 53,54 53,54 107,22 107,22Sección Total del neutro (mm

2) 39,22 62,46 62,46 125,1 125,1

No. Alambres de la fase 7 13+6 13+6 13 + 6 13 + 6

No. Alambres del neutro (aluminio + acero) 6 + 1 6 + 1 6 + 1 6 + 1 6 + 1

Diámetro aproximado del haz (mm) 21 27 33 35 40

Peso del haz (daN/m) 0,351 0,631 0,870 1,189 1,570

Carga de rotura del neutro (daN) 1 290 1 949 1 949 3 716 3 716

Resistencia eléctrica en C.C. a 20ºC (Ω/km)

Conductor de Fase0,856 0,538 0,538 0,269 0,269

Resistencia eléctrica en C.C. a 60ºC (Ω/km)

Conductor de Fase 0,99 0,63 0,63 0,31 0,31

Intensidad máxima admisible (A) * 150 205 180 300 275

Valores calculados en las siguientes condiciones: T. Ambiente: 20ºC, T. Conductor: 75 ºC, velocidad del viento: 0,6 m/s y sin

radiación solar.

6.6.3 ARMADOS

Para sostener la red aérea de baja tensión a los postes se emplearan cualquiera de los

siguientes armados:

a. Percha y Aislador Carrete. El neutro se sujetará al poste mediante el uso de una percha

de un puesto con un aislador tipo carrete. La percha será instalada sobre el poste

utilizando cinta y hebilla de acero inoxidable de ¾” para armados corridos; en los

armados de doble retención y fin de línea la percha se sujetará con abrazadera y perno

de carruaje. Su uso es exclusivamente en redes aéreas de baja tensión urbanas o

cuando la longitud de los vanos es menor a 120m.




b. Grapas y Pinzas de Retención. Para sujetar el cable al poste se utilizarán grapas y pinzas

de retención de acuerdo a los vanos de diseño. Estas grapas o pinzas sujetan el haz de

conductores por el neutro fiador. Se emplearán amarras plásticas antes y después de

cada grapa o pinza con el objetivo de asegurar la unión del haz de conductores triplex o

cuádruplex.

c. Soporte en U, pecha y aislador carrete. Los cables de la red aérea de baja tensión se

instalan en el extremo de la cruceta de MT en configuración bandera. Para soportar el

conductor se utilizará un herraje en forma de U que permita aumentar la distancia

vertical de separación entre la red MT y BT.

Además de los armados anteriores se utilizan los siguientes elementos para la red trenzada:

a. Cajas de Derivación de Acometidas. Se emplearán cuando sea necesaria la conexión de

tres o más acometidas a la red de baja tensión. La caja de derivación se conectarámediante cable concéntrico a la red y se derivarán las acometidas desde ella. En redes

construidas con el cable sujeto directamente al poste, las cajas de derivación se

instalarán sobre el cable trenzado a 1.5 m del eje del poste, utilizando grapas prensoras

tres tornillos. Cuando la red BT se monte en el extremo de la cruceta de MT, las cajas de

derivación serán instaladas sobre el poste, sujetas mediante cinta y hebilla de acero

inoxidable.

Las cajas serán de material plástico, y en su interior poseerán los barrajes y mecanismos

de conexión especificados. El cable alimentador de la caja será concéntrico de cobre

calibre 3 x #4 AWG o 4 x #4 AWG o su equivalente en aluminio. En las cajas de derivaciónse instalarán las marquillas de identificación de usuarios.

b. Conectores Tipo Cavanna. Se emplearán cuando sea necesaria la conexión de una o dos

acometidas a la red de baja tensión.

c. Conectores de perforación. Se utilizarán para la conexión en cruces del cable trenzado,

para conectar el cable trenzado a los bornes BT del transformador y para aterrizar el

neutro en los armados terminales. Su diseño será tal que, una vez instalados, no

presenten accesible ningún elemento metálico bajo tensión eléctrica. La conexión se

realiza mediante la perforación de los aislantes del conductor principal y derivado.

d. Tapón Sellador. Se utilizarán en los extremos del cable con el fin de impedir la entrada

de humedad o sustancias que puedan deteriorar el cable trenzado.




6.6.4 RETENIDAS

Las retenidas normalizadas para el uso en redes aéreas de baja tensión son:

a. Retenida Directa a Tierra. El cable de retenida se sujeta al poste dando dos vueltas en

la cima del poste. Las puntas del cable de acero galvanizado se sujetan por medio degrapa prensora tres tornillos y un entice con alambre galvanizado No. 12. Para aislar la

retenida de utilizarán aisladores tensores ANSI 54-2. El calibre del cable de acero

galvanizado y la varilla de anclaje se seleccionan de acuerdo a los esfuerzos mecánicos

que debe soportar el poste, el cable se ancla formando un ángulo mínimo de 30º con el

eje del poste.

b. Retenida Cuerda de Guitarra. A diferencia de la retenida directa a tierra a 2/3 de la

altura libre del poste se coloca un brazo para retenida cuerda de guitarra que soporta el

cable y permite disminuir la distancia del ancla al poste.

En las Tabla 86 se indican las principales características del cable de acero galvanizado,varillas de anclaje y aislador tensor de uso en la red de baja tensión.

TABLA 86. Características Dimensionales y Mecánicas Materiales para Retenidas

TIPO DE MATERIAL

CARACTERÍSTICASDIMENSIONALES

CARACTERÍSTICASMECÁNICAS

DIÁMETRONOMINAL (mm)

LONGITUD(mm)

CARGA DEROTURA (daN)


Varillas de Anclaje 5/8” 15,87 1800 6 050


6.6.5 PUESTA A TIERRA

Las características de los materiales que componen el sistema de puesta a tierra se

resumen en las tablas 18 y 19 del presente documento.

6.7 ACOMETIDAS Y MEDIDA

Las acometidas y medida se instalarán siguiendo lo establecido en la norma de acometidas

y medidas establecida por la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P.

6.8 DISTANCIAS DE SEGURIDAD PARA REDES DE BAJA TENSIÓN


Todas las distancias de seguridad tienen que medirse de superficie a superficie.




6.8.1 DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD EN ZONAS CON CONSTRUCCIONES

Los conductores pueden ser colocados adyacentes a las construcciones, siempre y cuando

las distancias verticales y horizontales no sean menores que las indicadas por la TABLA 87,

bajo las siguientes condiciones: Cuando los conductores discurran por encima y a lo largo de las instalaciones, las

separaciones se respetarán teniendo en cuenta la temperatura máxima del conductor

(50 ºC) sin desplazamiento de viento (flecha final).

TABLA 87. Distancia Mínima de Conductores por Zonas con Construcciones

DESCRIPCIÓN

DISTANCIA DE

SEGURIDAD

MÍNIMA (M)

Horizontal

Anuncios, chimeneas, antenas, etc. No accesibles a personas y

que no requieran mantenimiento (pintura, limpieza, cambio de

partes).

N/A para conductores

aislados

Zonas de edificios, muros, proyecciones, ventanas,

independientemente de la facilidad de la accesibilidad de las

personas

N/A para conductores

aislados

Vertical (*)

Anuncios, chimeneas, antenas, zonas de edificios, etc. No

accesibles a personas0,45

Zonas accesibles a personas y de tránsito de vehículos de

menos de 2,45 m de altura3,5

Carreteras, calles, callejones, zonas peatonales, áreas sujetas a

tráfico vehicular.5

(*) Las distancias verticales se respetarán tanto por encima como por debajo de la superficie de referencia enlas condiciones indicadas en este apartado.


Los conductores de B.T. de distintos circuitos soportados por el mismo apoyo se separarán

verticalmente un mínimo de 0.4 m mientras que horizontalmente se situarán a 0,3 m.



La red de baja tensión deberá cruzar por debajo de la red de media tensión. Cuando sea

posible y práctico, el cruce de conductores se hará aprovechando una misma estructura.




Cuando el cruce sea en diferentes estructuras se procurará que se efectúe en la proximidad

de uno de los apoyos de la línea de Media Tensión. Las mínimas distancias verticales que se

deben respetar serán las que indican en la tabla 23.

Las distancias mínimas indicadas en este apartado se medirán en el punto de mayor

acercamiento entre los dos conductores, considerando las posibles posiciones de losmismos y teniendo en cuenta el desplazamiento más desfavorable de la línea.

Las líneas de baja tensión cruzarán por encima de las de telecomunicación. Solo en casos

excepcionales se permitirá que pasen por debajo, respetando siempre la distancia mínima

vertical de seguridad respecto al suelo.

Ante condiciones excepcionales y previa autorización por parte de la COMPAÑIA

ENERGETICA DE OCCIDENTE S.A. E.S.P., se podrá aplicar lo permitido por el Reglamento de

Instalaciones Eléctricas en su artículo 13 Distancias de seguridad Nota 9 Pag.50, respecto a

instalar líneas de baja tensión por encima de las líneas de media tensión.

Distancias mínimas en cruzamientos para diferente lugares

La altura mínima de los conductores sobre la rasante de la carretera o sobre las cabezas de

los raíles, hilos sustentadores o superficies, será la indicada en la tabla 88.

En el caso de ferrocarriles, tranvías o trolebuses provistos de pértigas de hierro para

transmitir la energía eléctrica del cable conductor al vehículo (trole) u otros elementos de

toma de corriente que puedan separarse accidentalmente de la línea de contacto, losconductores de B.T. deben estar a una altura tal que, al desconectarse el mecanismo de

toma de corriente, en la posición más desfavorable que presente, se mantenga una

distancia mínima de 1,2 m entre ambos.


conductores sobre la superficie del agua se medirá teniendo en cuenta el máximo nivel que

ésta pueda alcanzar.




TABLA 88. Distancias Mínimas de Seguridad en Diferentes Lugares y Situaciones

NATURALEZA DE LA SUPERFICIE DISTANCIA MÍNIMA (m)

Carreteras, calles y áreas de tránsito 5

Aceras o caminos para peatones 5Cruce de grandes avenidas 5,6

Ferrocarriles sin Electrificar 7,5

Ferrocarriles electrificados, tranvías y trolebuses (distancia f entre

conductores)1,2

Aguas navegables adecuadas para embarcaciones con altura superior a

2 m y menor de 7 m9,6

Aguas navegables no adecuadas para embarcaciones con altura

superior a 2 m4,6

Los conductores no presentarán ningún empalme en el vano de cruce.

Para el cálculo se tomará la flecha final obtenida según la hipótesis de cálculo más

desfavorable, sin tener en cuenta el desplazamiento producido por la acción del viento.

6.8.4 PARALELISMOS

Se mantendrá una distancia mínima en paralelismos (vertical) entre línea de B.T. y líneas de

M.T:

0,42 m para 13,2 kV 0,45 m para 34,5 kV

Los postes incluyendo sus retenidas deberán estar colocadas lo más separado posible de la

orilla de la carretera, camino o calle. En el caso de que existan bordillos la estructura deberá

colocarse lo más separado posible de la orilla del bordillo y nunca a menos de 0,15 m. En

todos los casos los postes serán instalados de modo tal que se asegure el cumplimiento de

las distancias mínimas de seguridad para las redes de BT. Las estructuras deben estar

colocadas lo más lejos posible del inicio de la curvatura de las esquinas.


Se deben cumplir las distancias establecidas en el apartado 13.4 del RETIE para garantizar la

prevención de riesgo por arco eléctrico.




6.9 CÁLCULO ELÉCTRICO

Para seleccionar el calibre de conductor a emplear en la red aérea de baja tensión se deben

aplicar dos criterios:

Verificar que la corriente nominal que consume la carga a alimentar no exceda el 85% dela corriente que soporta el conductor.

Verificar que no se exceden los límites de caída de tensión establecidos en la Tabla 84.

6.9.1 CORRIENTE NOMINAL

La corriente nominal de una instalación eléctrica se calcula mediante la siguiente expresión:

Red BT trifásica:

Red BT monofásica:

Siendo:

P : Potencia trifásica a transportar por la red de BT o acometida (Kw).

U : Tensión nominal entre fases (V)

Cos φ : Factor de potencia igual a 0.9

6.9.2 CAÍDA DE TENSIÓN

Los cálculos serán aplicables a un tramo de línea, siendo la caída total de tensión la suma de

las caídas en cada uno de los tramos intermedios.

Para el cálculo de la caída de tensión se utiliza el método del momento eléctrico. El

porcentaje de caída de tensión está dado por:

Siendo:

∆V : Caída de Tensión (%)

K v : Constante de Regulación (%/(Kv*m)

P : Potencia a transportar (kW)

L : Longitud de la línea (km)




En el caso de las líneas monofásicas (120/240 V) a tres hilos se considerará la carga

equilibrada. En el Anexo M Constantes de Regulación BT , se presentan las constantes de

regulación K v , dependiendo de los diferentes niveles de tensión y conductores

normalizados.

6.10 SELECCION DE PUESTA A TIERRA PARA REDES DE BAJA TENSIÓN


La selección del conductor a tierra se debe realizar siguiendo el procedimiento estipulado en

el numeral 4.6.1 del presente documento.


La resistencia de puesta a tierra es un indicador que limita directamente la máximaelevación de potencial y controla las tensiones transferidas, su máximo valor establecido

para protección contra rayos y/o corriente de cortocircuito en redes de BT es de 25Ω. Es el

valor que determina la selección del electrodo.

Para el diseño del sistema de puesta a tierra se deberá medir la resistividad aparente del

terreno, siguiendo los métodos establecidos en el RETIE.

Partiendo del valor medido de resistividad aparente del terreno, colocando una sola varilla

como electrodo de puesta a tierra, cuando la resistividad aparente del terreno sea mayor a

58 Ω -m, el diseñador tiene que establecer en la memoria de cálculo un procedimientoreconocido por la práctica de la ingeniería actual para la obtención del valor de resistencia

de puesta a tierra normalizado.

El diseñador deberá seleccionar la opción más viable para el proyecto, dependiendo de las

características del terreno y las características técnicas del equipo a proteger. En el

numeral 5.9.2 de este documento se dan recomendaciones para mejoramiento de la

resistencia de puesta a tierra.

6.11 CÁLCULO MECÁNICO DE CONDUCTORES

El cálculo mecánico de conductores de BT se realizará siguiendo los procedimientosestipulados en el apartado Cálculo Mecánico de Cables en el numeral 4.7 del presente

documento con las siguientes consideraciones especiales:

Se considerará las áreas urbanas como terreno tipo C.

Para el cálculo se considera la carga de rotura del conductor neutro fiador.




Para el cálculo de la presión de viento sobre conductores se considera el diámetro

aproximado del haz.

Los límites de tracción serán los resumidos en la tabla 89.

TABLA 89. Límites de tracción para conductores trenzados de Baja Tensión

CABLE TRENZADO

CARGA MÁXIMA / FLECHA

MÍNIMA

TRACCIÓN

DIARIA

TRIPLEX 2 28,20% 15,00%

TRIPLEX 1/0 18,50% 15,00%

TRIPLEX 4/0 13,20% 13,50%

CUADRUPLEX 1/0 18,50% 15,00%

CUADRUPLEX 4/0 13,20% 13,50%

En el Anexo O Tablas de cálculo mecánico Conductores BT y Anexo P Tablas de tendido

Conductores BT , se muestran las tablas de cálculo mecánico y de tendido para los

conductores normalizados. Las tablas se elaboraron para redes urbanas con terreno

relativamente plano.


El cálculo mecánico de apoyos de BT se realizará siguiendo los procedimientos estipulados

en el apartado Cálculo Mecánico de Apoyos en el numeral 4.9 del presente documento con

las siguientes consideraciones especiales:

Se considerará las áreas urbanas como terreno tipo C. La altura estimada de instalación

del conductor es 7.3 m.

El vano máximo admisible en red de BT será 37.5 m.

En el caso de redes rurales con terrenos desnivelados el diseñador realizará todo el

proceso de cálculo que sea aplicable en cada estructura.

Los valores de la fuerza del viento sobre los postes de BT, calculadas para una altura de

instalación del conductor de 7.3 m, se presentan en la tabla 90.

TABLA 90. Fuerza de Viento Sobre Postes de Baja Tensión (daN)


Concreto Reforzado 9/510 70,01 87,18 100,82 125,56 62,15 77,41 89,48 111,47 54,26 67,59 78,15 97,33

Concreto Reforzado 9/750 70,01 87,18 100,82 125,56 62,15 77,41 89,48 111,47 54,26 67,59 78,15 97,33

Metálico 9/510 58,11 72,37 83,68 104,22 51,59 64,26 74,27 92,53 45,04 56,10 64,87 80,79

Metálico 9/750 58,11 72,37 83,68 104,22 51,59 64,26 74,27 92,53 45,04 56,10 64,87 80,79

PRFV 9/510 73,97 92,13 106,52 132,68 65,66 81,80 94,54 117,80 57,33 71,42 82,57 102,85

PRFV 9/750 73,97 92,13 106,52 132,68 65,66 81,80 94,54 117,80 57,33 71,42 82,57 102,85

Poste

< 1 000 msnm 1 000 – 2 000 msnm > 2 000 msnm

Zona I Zona II Zona I Zona II Zona I Zona II




En el Anexo P Tabla de cálculo mecánico de postes BT , se muestran las tablas de cálculo

mecánico de apoyos para cada poste normalizado según zona y altura sobre el nivel del mar.

Estas tablas han sido elaboradas considerando un terreno plano y vano viento = vano peso =

vano regulador = 37.5 m.

6.13 CÁLCULO MECÁNICO DE CIMENTACIONES

El cálculo mecánico de cimentaciones para apoyos de BT se realizará siguiendo los

procedimientos estipulados en el apartado Cálculo Mecánico de Cimentaciones en el

numeral 4.11 del presente documento. En el Anexo Q Tablas de Cimentaciones BT , se

presentan las tablas de cimentaciones para los postes normalizados de BT. En caso de

presentarse terrenos diferentes a los previstos en las tablas el diseñador realizará los

cálculos siguiendo la metodología del apartado Cálculo Mecánico de Cimentaciones.


El cálculo mecánico de retenidas de BT se realizará siguiendo los procedimientos estipulados

en el apartado Cálculo Mecánico de Retenidas del numeral 4.12 del presente documento. Se

utilizarán retenidas con cable de acero de 5/16” para redes urbanas y, para redes rurales,

deberá realizarse el cálculo mecánico correspondiente.

En el Anexo R Tabla de Utilización de Retenidas BT , se presentan las tablas de utilización de

retenidas para los postes de baja tensión las mismas que han sido calculadas con las

siguientes condiciones:

Aplican en áreas urbanas (terreno tipo C)y suelo denso.

La varilla de anclaje será de 1.80 m de longitud y la zapata de concreto de 0.40 x 0.40 x

0.15 m.

El ángulo máximo de la retenida con el suelo es de 60°

La tracción máxima en el conductor es 500 daN.

Para las retenidas verticales la altura de instalación del brazo metálico es un tercio de la

altura de instalación del conductor sobre el poste.

En casos donde estas condiciones no se cumplan el diseñador deberá calcular las retenidas

según el Apartado Cálculo Mecánico de Retenidas.




7. INFORME DE DISEÑO

Todo diseño de redes de media tensión que se proyecte construir en la zona de influencia

de operación de la COMPAÑIA ENERGETICA DE OCCIDENTE, debe presentar para suaprobación un Informe de Diseño, de acuerdo al modelo presentado en el anexo T

Proyecto Típico MT, adjunto a este documento.

El informe de diseño de una red aérea de media tensión, debe contener como mínimo lasiguiente información:

1. Descripción general del Proyecto

2. Plano de localización en escala 1:5000 (en archivo .dwg).

3. Planos de redes de distribución primaria y secundaria existentes en planta (archivo

.dwg).

4. Plano de redes de distribución primaria y secundaria proyectada en planta (archivo

.dwg).

5. Plano de perfil de las redes cuando aplique.

6. Memoria de Calculo Electromecánico de la red.

7. Listado de materiales, Mano de Obra y su respectivo Presupuesto.

8. Cuadro de relación de cantidades de materiales a desmontar poste por poste.

9. Cronograma de ejecución y Flujo de Caja

Los planos deben cumplir los parámetros establecidos en el Anexo S Guía para la

presentación de proyectos.

Todo diseño de redes de baja tensión que se proyecte construir en la zona de influencia de

operación de la COMPAÑIA ENERGETICA DE OCCIDENTE, debe presentar para su

aprobación un Informe de Diseño, de acuerdo al modelo presentado en el Anexo T

Proyecto Típico BT y el Anexo U Proyecto Típico MT , adjuntos a este documento.

El informe de diseño de una red aérea de baja tensión debe contener como mínimo lasiguiente información:

1. Descripción general del Proyecto.

2. Plano de localización en escala 1:5000

3. Planos de redes de distribución primaria y secundaria existentes en planta (archivo .dwg)

4. Plano de redes de distribución primaria y secundaria proyectada en planta (archivo

.dwg).

5. Plano de perfil de las redes cuando aplique (archivo .dwg).

6. Cuadro de balance energético. (Mediante PCI o lecturas de V y I), para proyectos de

recuperación de perdidas.




7. Cuadro de lectura de voltaje y corrientes por transformador

8. Memorias de Cálculos. Cálculo de potencia del transformador, corrientes y caída de

tensión.

9. Cuadro de relación de la totalidad de los transformadores que resulten del diseño

(reubicados, no reubicados y a instalar) indicando el numero del centro de

transformación, el numero del transformador, la capacidad, número de fases, relacionesdel tap, número de acometidas que van a alimentar, ubicación (dirección respectiva) y la

identificación de usuarios por transformador.

10. Listado de materiales, Mano de Obra y su respectivo Presupuesto.

11. Cuadro de relación de cantidades de materiales a desmontar poste por poste.

12. Cuadro resumen del proyecto: Lotes habilitados para vivienda o sin ella, transformadores

con su identificación, capacidad y número de usuarios.

13. Cronograma de ejecución y Flujo de Caja.

Todo diseño de redes de baja media tensión que se proyecte construir o remodelar en la

zona de influencia de operación de la COMPAÑIA ENERGETICA DE OCCIDENTE, debepresentar para su aprobación diligenciado el formato que se adjuntan en el Anexo W

Formato de Actualización de Base de Datos.




8. NORMAS DE REFERENCIA

En la elaboración del presente documento se han considerado, en lo aplicable, los siguientesestándares y manuales de ingeniería:

AMERICAN SOCIETY OF CIVIL ENGINEERS AND PRECAST-PRETRESSED CONCRETEINSTITUTE, “Guide for the Design of Prestressed Concrete Poles,” ASCE & PCI.,PCI Journal, W1814-JR412, 1997.

AMERICAN SOCIETY OF CIVIL ENGINEERS AND STRUCTURAL ENGINEERINGINSTITUTE, “Design of Guyed Electrical Transmission Structures,” ASCE & SEI.,ASCE Publications, MOP NO. 91, 1997.

AMERICAN SOCIETY OF CIVIL ENGINEERS AND STRUCTURAL ENGINEERINGINSTITUTE, “Reliability-Based Design of Utility Pole Structures,” ASCE & SEI., ASCEPublications, MOP NO. 111, 2006.

AMERICAN SOCIETY OF CIVIL ENGINEERS (ASCE), Design of Latticed SteelTransmission Structures, ASCE Standard 10-97, 1998.

AMERICAN SOCIETY OF CIVIL ENGINEERS, “Guide lines for Electrical TransmissionLine Structural Loading,” 3rd ed. ASCE Publications., ASCE MOP NO 74, 2010.

ASOCIACIÓN COLOMBIANA DE INGENIERIA SÍSMICA, “Reglamento colombianode construcción sismo resistente,” Ministerio de ambiente, vivienda y desarrolloterritorial, AIS., NSR-10, 2010.

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Analisis de Riesgo Contra Rayo -Red de 13,2 y 34.5kv

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